Sistema Híbrido de Produção de Energia para Autoconsumo

F

E

U

P

Sistema Híbrido De Produção De

Energia Elétrica Para Autoconsumo

Nélson Daniel Teixeira Pereira

Mestrado Integrado em Engenharia Eletrotécnica e de Computadores Orientador: Prof. Dr. Adriano da Silva Carvalho

c

Resumo

Durante esta dissertação foi estudada a produção de energia a partir de um sistema híbrido, tendo na sua composição a geração de energia a partir de painéis fotovoltaicos e turbinas eólicas.

Este estudo foi direcionado para aplicação em autoconsumo. Como tal, foi necessário proceder ao estudo do presente Decreto de Lei - 153/2014, de 20 de Outubro, responsável pela legislação aplicada ao autoconsumo e pequena produção.

O sistema híbrido proposto foi elaborado com base nos estudos do consumo do Edifício J, do Departamento de Eletrotecnia da Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto. Procedendo-se, posteriormente, à simulação do sistema híbrido proposto, com recurso ao software PSIM.

Ao longo deste documento, além de serem estudadas possíveis tecnologias comerciais que podem ser utilizadas, mais concretamente o tipo de painéis, turbinas e baterias, também foram estudados métodos de controlo que permitem o funcionamento do sistema híbrido.

Abstract

During this dissertation, we’ve studied photovoltaic/aolian hybrid systems, in order to produce electric energy, regarding own consumption. Due to this work beeing directed to own consuption, it was necessary to do a Law Decrete 153/2014 analysis, that follows the rules for own consump-tion in Portugal.

A hybrid system was proposed for the J building, of the Electrotechnology department of the Engineering Faculty of Oporto (FEUP). Through the proposed hybrid system, a simulation of this one, was done on PSIM.

The market technologies that were chosen to this model, were so that they could work on a real hybrid system. Besides these technologies, we’ve also studied the converters that could be used in each subsystem and the algorithms that can enhance the proposed hybrid system.

Agradecimentos

Com a proximidade da conclusão do curso, é importante, para mim, mostrar uma palavra de agradecimento a algumas pessoas, seja pela sua preocupação, suporte ou mesmo por terem feito desta minha jornada um motivo de orgulho e satisfação pessoal.

Em primeiro lugar, quero agradecer ao Professor Adriano Carvalho pela oportunidade, dispo-nibilidade e condições que me deu, para desenvolver esta dissertação, mas principalmente pelos conhecimentos transmitidos ao longo dos últimos semestres.

Também queria agradecer ao pessoal do laboratório I104, em especial ao Agostinho e ao Rui, pela vossa disponibilidade em me tirar dúvidas e ao mesmo tempo por me mostrarem outros pro-jetos, nos quais estavam a trabalhar, enriquecendo um pouco mais os meus conhecimentos.

Aos meus amigos Guima, Necas, G3, Postal, Diogo(+-), Fafe, Jamiro, Peixoto, Bastos e Stal-lone, o obrigado pelo acompanhamento na vida académica, que começou desde muito cedo.

Queria também agradecer a Sónia e à Diana por estarem sempre disponíveis para qualquer dúvida que tive ao longo do curso, que sei que não foram poucas.

Queria agradecer também ao Pausa, meu padrinho de praxe, por todos os valores transmitidos e por me ter dado a conhecer a AEFEUP.

A AEFEUP, foi um local de crescimento pessoal, onde o esforço e motivação eram palavra de ordem. Tive sorte de contar com grandes líderes e fazer grandes amigos, mas alguns, em especial, queria mostrar a minha palavra de apreço. Ao Pacheco pelo apoio mostrado durante todo este meu percurso. Aos meus líderes e amigos Finger, Jamal, Martins e PJ que marcaram pela sua maneira de estar, capacidade de motivar e nunca deixar passar nenhum evento académico sem a presença da AEFEUP, um obrigado. Também quero agradecer ao Scronho, Baldaia, Bola, Brochado, Kappa e Modalfa, a todos vocês agradeço pela vossa presença dentro e fora do mundo associativo.

Também não podia esquecer dos meus companheiros de tese Marco Horácio, João Aguiar e ao Vítor Morais, que fizeram do esforço final da dissertação um período mais tranquilo.

Queria também agradecer aos meus amigos da terrinha pela disponibilidade deles ao longo do curso, especialmente ao Marco Ferreira, Tiago Moreira, Jorge Costa, Rui Sá, Rafael Matos, João Alves, Cândida Macedo e Rita Gomes, um obrigado pela vossa presença.

Também gostava de agradecer ao Eng.oVilar e à sua família, pelo disponibilidade e acompa-nhamento que me deram em todo o meu percurso escolar. O vosso acompaacompa-nhamento foi talvez a chave para o meu acesso na faculdade.

Por último, quero agradecer à minha família, em principal destaque os meus Pais e irmã, já que foram vocês que me permitiram ter esta oportunidade e todas as experiencia ao longo do meu percurso académico. Mesmo com várias dificuldades ao longo destes anos, mostraram que o sucesso só é possível com muito trabalho e esforço, acreditando sempre nas minhas capacidades.

Nélson Pereira

“Não importa quanto você aprendeu, mas quanto absorveu daquilo que aprendeu - as melhores técnicas são as mais simples, quando executadas corretamente. ”

Bruce Lee

Conteúdo

1 Introdução 1

1.1 Contexto . . . 1

1.2 Motivação . . . 1

1.3 Objetivos e Análise de Requisitos . . . 2

1.4 Estrutura . . . 2

2 Estado da Arte 3 2.1 Contextualização da União Europeia e de Portugal no Uso das Energias Renováveis 3 2.2 Revisão da Legislação Portuguesa Para o Autoconsumo . . . 4

2.3 Sistemas Distribuídos de Produção de Energia . . . 7

2.4 Sistemas de Micro-geração Fotovoltaica . . . 9

2.4.1 Efeito Fotovoltaico . . . 9

2.4.2 Princípio de Funcionamento da Célula Fotovoltaica . . . 9

2.4.3 Tipo de Células Fotovoltaicas . . . 10

2.4.4 Modelo Elétrico da Célula Fotovoltaica . . . 11

2.4.5 Parâmetros Externos que Afetam o Desempenho das Células Fotovoltaicas 14 2.4.6 Algoritmos de Seguimento de Ponto Máximo de Potência - MPPT . . . . 16

2.4.7 Estrutura de Inversores Fotovoltaicos . . . 19

2.5 Sistemas de Micro-geração Eólica . . . 20

2.5.1 Conversão Mecânica da Energia Eólica . . . 21

2.5.2 Principais Componentes dos Sistemas de Produção Eólicos . . . 23

2.5.3 Tipo de Turbinas Eólicas Segundo a Posição do Rotor . . . 23

2.5.4 Limitações Aerodinâmicas . . . 26

2.5.5 Conversão da Energia Mecânica em Energia Elétrica . . . 28

2.5.6 Controlos MPPT Aplicados a Aerogeradores de Velocidade Variável . . . 31

2.6 Topologia de Conversores . . . 33

2.6.1 Conversores DC/DC . . . 33

2.6.2 Conversores DC/AC . . . 36

2.7 Sistemas de Armazenamento . . . 38

2.7.1 Armazenamento Químico . . . 38

3 Sistema Híbrido Proposto com Base nos Dados do Cliente 41 3.1 Análise de Perfil de Cliente . . . 41

3.2 Software de Recolha de Dados Para o Sistema Fotovoltaico e Eólico . . . 42

3.2.1 Análise de Dados de Irradiação Solar . . . 42

3.2.2 Análise de Dados de Velocidade do Vento . . . 43

3.3 Desenho do Sistema . . . 43

3.4 Sistema Fotovoltaico . . . 44

xii CONTEÚDO

3.4.1 Escolha da Tecnologia de Painéis Fotovoltaicos . . . 44

3.5 Sistema Eólico . . . 45

3.5.1 Escolha do Aerogerador . . . 45

3.6 Escolha do Sistema de Armazenamento . . . 45

3.7 Comparação dos Dados Do Consumidor com a Aplicação das Tecnologias esco-lhidas para o Sistema Hibrido . . . 46

3.7.1 Influência do Número de Painéis Fotovoltaicos e Turbinas Eólicas Sem Sistema de Armazenamento . . . 46

3.7.2 Influência do Número de Painéis Fotovoltaicos e Turbinas Eólicas Com Sistema de Armazenamento . . . 48

4 Escolha Dos Algoritmos MPPT e Conversores Para o Sistema Híbrido 51 4.1 Escolha do MPPT a utilizar para Sistema Fotovoltaico . . . 51

4.2 Escolha do MPPT a utilizar para o Sistema Eólico . . . 51

4.3 Conversor DC/DC . . . 52

4.3.1 Conversor Elevador . . . 52

4.3.2 Conversor Abaixador . . . 54

4.3.3 Conversor Bidirecional . . . 56

4.4 Conversor DC/AC Monofásico . . . 58

5 Simulação e Resultados do Sistema Híbrido Proposto 61 5.1 Implementação Do Sistema Eólico . . . 61

5.1.1 Turbina-Aerogerador . . . 62

5.1.2 Conversor AC/DC . . . 63

5.1.3 Sistema Eólico implementado em PSIM . . . 63

5.2 Implementação do Sistema Fotovoltaico . . . 66

5.2.1 Simulação do Sistema Fotovoltaico . . . 67

5.2.2 Simulação do Sistema de Armazenamento . . . 69

6 Conclusões e Trabalho Futuro 73 6.1 Objetivos e Resultados . . . 73

6.2 Trabalho Futuro . . . 74

Lista de Figuras

2.1 Potencial Fotovoltaico na União Europeia . . . 4

2.2 Atlas de Vento Europeu de 2010 . . . 5

2.3 Energia Colocada no mercado Ibérico em Novembro de 2014 . . . 6

2.4 Exemplo de um Sistema Hibrido com Sistema de Armazenamento . . . 8

2.5 Diagrama do Sistema Hibrido com Armazenamento [1] . . . 8

2.6 Silício com 4 eletrões de valência partilhados . . . 10

2.7 Célula Fotovoltaica de Perovskita . . . 11

2.8 Esquema Equivalente Ideal da Célula Fotovoltaica . . . 12

2.9 Esquema Equivalente Real da Célula Fotovoltaica . . . 12

2.10 Esquema em Curto Circuito . . . 13

2.11 Esquema em Circuito Aberto . . . 13

2.12 Gráfico da Curva I-V e de Potência Característica de um Célula Fotovoltaica [2] . 14 2.13 a) Efeito de RSe b) Efeito de RPna curva I-V de uma Célula Fotovoltaica[2] . . . 15

2.14 Efeito da Irradiação Solar na Curva I-V de uma Célula Fotovoltaica[2] . . . 16

2.15 Efeito da Temperatura na Curva I-V de uma Célula Fotovoltaica[2] . . . 17

2.16 Curva de Potência do método P&O [3] . . . 17

2.17 Fluxograma do Método P&O [4] . . . 18

2.18 Curva de Potência do Método INC [3] . . . 18

2.19 Fluxograma do Método INC [4] . . . 19

2.20 Estruturas de Ligação à Rede do Painéis Fotovoltaicos [5] . . . 20

2.21 Fluxo de Ar Ideal [6] . . . 21

2.22 Fluxo de Ar antes e depois da turbina [3] . . . 22

2.23 Componentes Base de Aerogerador . . . 24

2.24 Maior Hélice do Mundo . . . 24

2.25 Turbinas Verticais . . . 25

2.26 Turbinas Horizontais: a) e b) upwind; c) downwind . . . 26

2.27 Zona de Cut-in e Cut-out de um Aerogerador [7] . . . 26

2.28 Tipos de Limitações Aerodinâmicas [3] . . . 28

2.29 Gerador Síncrono de Ímanes Permanentes . . . 29

2.30 Gerador Síncrono de Rotor Bobinado . . . 29

2.31 Gerador de Indução Duplamente Alimentado . . . 30

2.32 Controlo de TSR . . . 32

2.33 Controlo de PSF . . . 32

2.34 Controlo de HCS . . . 33

2.35 Esquema elétrico do conversor abaixador [5] . . . 34

2.36 Esquema elétrico do conversor elevador [5] . . . 34

2.37 Conversor Buck-Boost [8] . . . 35

2.38 Conversor Buck-Boost Bidirecional [8] . . . 36

xiv LISTA DE FIGURAS

2.39 Classificação da Topologia do Inversor de Acordo com Tipo de Fonte (tensão ou

corrente) [9] . . . 36

2.40 Inversor Meia-Ponte [9] . . . 37

2.41 Conversor em Ponte H [9] . . . 38

2.42 Distribuição das Tecnologias de Baterias pela Densidade Energética [10] . . . 39

2.43 Distribuição dos Tipos de Armazenamento em Função dos Custos de Investimento [10] . . . 39

3.1 Gráfico Relativo à Média de Consumo Diário por Mês . . . 41

3.2 Potencia da Irradiação Solar por m2durante cada mês do ano . . . 42

3.3 Velocidade média para cada mês do ano . . . 43

3.4 Sistema Híbrido Proposto . . . 44

3.5 Comparação Com o a Diminuição/Aumento do Número de Painéis em Relação ao Número de Turbinas Eólicas . . . 47

3.6 Comparação Com o a Diminuição/Aumento do Número de Painéis em Relação ao Número de Turbinas Eólicas . . . 49

4.1 Conversor Elevador em malha aberta . . . 53

4.2 Teste do Conversor Elevador - pormenorizado . . . 53

4.3 Tensão de Saída do Conversor Elevador em Malha Aberta . . . 54

4.4 Conversor Abaixador em Malha Aberta . . . 55

4.5 Teste do Conversor abaixador em malha aberta - pormenorizado . . . 55

4.6 Tensão de Saída do Conversor Abaixador em Malha Aberta . . . 56

4.7 Conversor Bidirecional de Dois Quadrantes . . . 56

4.8 Controlo do Conversor Bidirecional . . . 57

4.9 Resultado do Conversor Bidirecional . . . 57

4.10 Conversor DC/AC em Ponte H com modulação PWM unipolar . . . 58

4.11 Simulação em PSIM do Conversor DC/AC Dimensionado . . . 59

5.1 Sistema Eólico em PSIM . . . 61

5.2 Pitch Control e Potência Mecânica . . . 62

5.3 Serie de vento usada em PSIM . . . 63

5.4 Potência Mecânica extraída do vento e Potencia de Referencia a azul . . . 64

5.5 Tempo de Arranque do Aerogerador com Soft-Starter . . . 64

5.6 Tempo de Arranque do Aerogerador sem Soft-Starter . . . 65

5.7 Comparação entre as Rotações Reais e Estimadas . . . 65

5.8 Duty-Cycledo Conversor Elevador . . . 65

5.9 Atuação do Pitch Control . . . 66

5.10 Sistema Fotovoltaico Implementado em PSIM . . . 66

5.11 Série de Irradiação com Forma de Onda Sinusoidal e Quadrada . . . 67

5.12 Seguimento do MPPT INC implementado em PSIM . . . 67

5.13 Seguimento do MPPT INC com mais detalhe . . . 68

5.14 Resposta do Método INC a Variações Bruscas da Irradiação . . . 68

5.15 Detalhe da Resposta do Método INC a Variações Bruscas de Irradiação . . . 68

5.16 a)Tensão do Barramento e do Sistema de Armazenamento e b)Relação entre a Potência Gerada e Consumida . . . 69

5.17 a)Ripple de tensão no barramento b)Variação de Corrente no Conjunto de Baterias 70 5.18 a)Potencia Gerada em Relação à Potência Consumida b)Variação de Corrente no Conjunto de Baterias c)Variação da Tensão no Barramento DC Principal . . . 70

LISTA DE FIGURAS xv

5.19 Relação entre a Tensão do Barramento DC principal com a Tensão do Sistema de Armazenamento e Potência Dissipada . . . 71

Lista de Tabelas

2.1 Requisitos para criação de UPAC . . . 7

2.2 Estados de Comutação e Valores de Tensão de Saída do Inversor . . . 37

2.3 Estados de Comutação da Ponte H . . . 39

3.1 Comparação de Painéis Fotovoltaicos . . . 45

3.2 Comparação das Baterias Chumbo-Ácido . . . 45

3.3 Comparação Com a Diminuição/Aumento do Número de Painéis em Relação ao Número de Turbinas Eólicas sem Sistema de Armazenamento . . . 48

3.4 Comparação Com a Diminuição/Aumento do Número de Painéis em Relação ao Número de Turbinas Eólicas sem Sistema de Armazenamento . . . 48

Abreviaturas e Símbolos

Lista de abreviaturas

AC Alternate Current

CIEG custos de política energética e de interesse económico geral CSI Current Source Inverter

CUR Comercializador de Último Recurso DL Decreto de Lei

DC Direct Current

EESG Electricity Excited Synchronous Generator

FEUP Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto HCS Hill Climbing Search

INC Incremental Conductance Isc Corrente de curto-circuito MIBEL Mercado Ibérico de Eletricidade MPPT Maximum Power Point Tracking MPP Maximum Power Point

OMIE Operador de Mercado Ibérico de Energia PRE Produção em Regime Especial

P&O Perturb and Observe

PMSG Permanent Magnet Synchronous Generator PWM Pulse With Modulation

PSF Power Signal Feedback PLL Phased Locked Loop

RESP Rede Elétrica de Serviço Público SEN Sistema Energético Nacional UE União Europeia

UPAC Unidade de Produção de Autoconsumo UPP Unidade de Pequena Produção

TSR Tip Speed Ratio

Voc Tensão de circuito aberto VSI Voltage Source Inverter VDC Tensão Contínua

xx ABREVIATURAS

Lista de Símbolos λ Tip Speed Ratio

ω Velocidade Angular do Rotor do Gerador (rad/s) δ duty-cycle

T Período de Comutação fS Frequência de Comutação

Capítulo 1

Introdução

1.1

Contexto

Os sistemas híbridos de produção de energia são na atualidade alvo de estudo, visto que estes podem ser constituídos por uma ou mais tecnologias renováveis, visando assim o aumento da eficiência do sistema, mas ao mesmo tempo estes podem responder de forma eficaz a situações em que é necessária mais energia elétrica, sendo importante para isto que as duas tecnologias se complementem. Além disto, a vantagem deste tipo de sistema é que tanto pode ser utilizado com ligação à rede elétrica ou não, apresentando vantagem em instalações no qual não é possível ou não é viável haver uma extensão da rede elétrica, apesar de poder ser necessário um sistema de armazenamento de energia.

1.2

Motivação

Durante o século XX, o aumento da poluição por parte da produção de energia teve o seu auge. A corrida ao uso de combustíveis fósseis ou mesmo o uso de centrais nucleares para a produção foi demasiado excessiva, sendo isso visível no aumento da temperatura global, no degelo das calotas polares ou mesmo nos níveis de emissão de gases de efeito de estuda a para atmosfera. É verdade que todos estes fenómenos estão interligados, sendo necessário diminuí-los porque neste ritmo a vida na Terra pode tornar-se insustentável. O primeiro grande passo para isso aconteceu em 1997, na assinatura do Tratado de Quioto, sendo este ratificado em 1999. Este foi um grande passo, visto que os países que nele participaram propuseram-se a diminuir as suas emissões de gases de efeito de estufa para a atmosfera. Consequente a isto, houve um impulso na aposta das tecnologias de energias renováveis. Como tal, esta dissertação tem toda a importância nesta área, visto que pode permitir a pequenos e grandes consumidores de energia produzirem a sua energia “limpa” e ao mesmo tempo poupar dinheiro, visto que não têm que comprar parte da energia que consomem.

2 Introdução

1.3

Objetivos e Análise de Requisitos

O principal objetivo desta dissertação é desenvolver um sistema híbrido de produção de energia para autoconsumo. Este tem pelo menos dois requerimentos que têm de ser cumpridos, sendo eles: 1. Ter armazenamento de energia capaz de garantir disponibilidade de serviço a 100% para o

consumidor;

2. Cumprir com o Decreto-Lei n.o_{153/2014, que é o presente DL sobre o autoconsumo;}

1.4

Estrutura

Este documento está dividido em 6 capítulos. Este primeiro capítulo tem como objetivo de-monstrar em que contexto se enquadra esta dissertação e qual importância desta nos tempos que decorrem. Em consequência disso, também tem como objetivo enquadrá-la num conjunto de re-quisitos e objetivos que vão ser mais importante no futuro da mesma.

No segundo capítulo encontra-se o estado da arte. Este capítulo tem como objetivo agrupar um conjunto de conceitos, que vão permitir as escolhas para o dimensionamento do sistema.

No terceiro capítulo vai ser apresentado o sistema híbrido proposto, sendo feito um estudo dos consumos do cliente. Além, disto vão ser escolhidos os componentes principais de cada sistema. Sendo, por fim, analisado as alterações do consumo do cliente, com a introdução dos sistemas de produção de energia, assim como a diferença que se obtém a partir do momento em que é aplicado o sistema de armazenamento.

No quarto capítulo vão ser escolhidos os algoritmos MPPT que vão ser utilizados para funcio-namento do sistema, com o objetivo de produzir o máximo de energia, com a irradiação e veloci-dade de vento disponíveis no momento. Também vão ser escolhidos quais os tipos de conversores a aplicar, para fazer a ligação entre todos os sistemas.

No quinto capítulo vai se proceder à análise das simulações efetuadas em PSIM. Sendo cada sistema analisado isoladamente, sendo depois analisado o funcionamento com todos os sistemas em sintonia.

Por fim, vai ser apresentado no sexto capítulo as conclusões que se podem retirar do trabalho efetuado ao longo da dissertação, apresentando também algumas propostas que se podem ter em conta num trabalho futuro.

Capítulo 2

Estado da Arte

2.1

Contextualização da União Europeia e de Portugal no Uso das

Energias Renováveis

A produção de energia elétrica é um tema que já vem desde algumas décadas a ser discutido. Como se sabe, parte da energia elétrica produzida provém de fontes não renováveis, o que implica a produção de grandes quantidades de gases de efeito de estufa. O grupo G20 (G-20 Clean Energy and Energy Efficiency Working Group), constituído por 29 países, no qual está Portugal, são responsáveis por 80% das emissões faladas anteriormente. Com intuito de diminuir estas emissões foram definidas metas que estes países têm de atingir para a sua diminuição.1

A nível europeu, também se têm feito grandes esforços para tal, sendo a produção de ener-gia elétrica a partir de fontes renováveis uma grande aposta face às metas pretendidas, visto que também a necessidade da Europa de combustíveis fósseis é grande, sendo este mercado pouco fiável e volátil. Através dos dados disponibilizados pelo Parlamento Europeu, em relação a 2012, é de realçar que a UE é líder nas tecnologias renováveis, estando dotada de 40% das patentes de energias renováveis no mundo e de 44% da capacidade de produção de energia elétrica renovável (exceto a energia hidroelétrica). Como tal, este esforço por parte dos grupos membros não tem parado por aqui, tendo sido, agora em 2014, feitas novas metas até 2020. Neste momento, a meta obrigatória para 2020 em relação à produção de energia elétrica limpa é de 20% e no setor dos transportes foram estipulados 10%.

Segundo o Eurostat, em 2012 foram alcançados 14% da geração de energia elétrica partir de fontes renováveis na UE.

Muitos estudos têm vindo a ser realizados nesta área das energias renováveis, não se assen-tando apenas na melhoria das tecnologias existentes, mas também na necessidade de constante-mente cartografar o mapa da UE com dados mais rigorosos sobre o seu potencial fotovoltaico e eólico.

1

https://www.iea.org/publications/freepublications/publication/g20-clean-energy-and-energy-efficiency-deployment-and-policy-progress.html

4 Estado da Arte

Através do site da Comissão Europeia, consegue-se aceder a vários dados sobre a potencia-lidade europeia no âmbito da energia solar, havendo mesmo o mapa da potenciapotencia-lidade solar do terreno europeu, mostrado na figura2.1, assim como para os vários países em individual.

Figura 2.1: Potencial Fotovoltaico na União Europeia

Como se pode observar, os países que se localizam mais a sul da EU são aqueles que apre-sentam mais potencialidade para a produção de energia solar. Além disto, o site da Comissão Europeia permite obter imagens do Atlas de Vento da UE, demonstrado na figura2.2.

Através da análise da imagem 2.2, podemos ver que os Países Nórdicos e a República da Irlanda são os países que têm mais potencial na energia eólica, mas, em geral, a UE têm um grande potencial nesta área.

Depois de observadas as imagens2.1e2.2, pode concluir-se que a UE tem um grande potencial a nível das energias renováveis, o que podia vir a ser muito vantajoso, porque, como foi dito anteriormente, esta ainda depende bastante de energias provenientes de combustíveis fósseis e, visto que não somos produtores, vamos andar constantemente dependentes deste mercado que é inflacionado facilmente, quer por guerras culturais quer por guerras políticas.

Mais concretamente para Portugal, através da ilustração da figura2.3, fornecida pelo Mercado Ibérico de Eletricidade (MIBEL), pode observar-se que 50% da nossa energia, em Novembro de 2014, provém de energias renováveis, sendo isso visível na imagem seguinte e estando identificado como PRE (Produção em Regime Especial, onde se incluem a produção eólica e cogeração), além disto também se pode observar que temos um consumo de 23% de recursos hídricos.

2.2

Revisão da Legislação Portuguesa Para o Autoconsumo

Visto, que cada estado-membro tem a sua própria legislação, para esta dissertação interessa saber em que ponto se encontra Portugal neste plano. Como tal, o estudo do Decreto-Lei n.o 153/2014, de 20 de Outubro, torna-se muito importante, com o intuito de saber em que quadro

2.2 Revisão da Legislação Portuguesa Para o Autoconsumo 5

Figura 2.2: Atlas de Vento Europeu de 2010

se encontra o autoconsumo e quais as regras a ele aplicado. Com a alteração do decreto de lei, ficou bem demarcada a diferença da Unidade de Produção de Autoconsumo (UPAC) e Unidade de Pequena Produção (UPP). Nas UPP, a produção de energia tem como objetivo a venda total da energia elétrica produzida à RESP. Por sua vez, as UPAC podem ter ou não ligação à RESP, visto que o objetivo destas é produzir apenas a energia elétrica necessária para o consumo próprio. No entanto, pode beneficiar da ligação à RESP, no ponto em que pode ser vendido o excedente produzido à RESP ou a terceiros. Segundo o ponto 2 do artigo no1, as UPP que produzam energia elétrica a partir de uma tecnologia de energia renovável pode ter uma ligação à RESP até 250kW. Como é de notar, para o autoconsumo quanto melhor for o dimensionamento do sistema para a potência necessária exigida pela instalação, menor vai ser a potência que vai ser introduzida na rede, por isso, passa a haver uma divisão das UPAC quanto à potência que pode gerar e se estas estão ou não ligadas à RESP, visto que esta vai ter implicações a nível de registos, fiscalização e licenças para poder operar. Como tal, e sob alçada dos pontos 3, 6, 7 e 8 do artigo 4o, é estabelecido o seguinte regime de controlo prévio para as UPAC’s, exemplificado na seguinte tabela2.1.

Como é possível ver na tabela 2.1, o utilizador pode fazer a injeção de excedentes na rede elétrica. Segundo o ponto 1 do Artigo 23.o, se a potencia instalada for inferior a 1MW e se a instalação se encontrar ligada à RESP, então o produtor pode celebrar um contrato de venda da eletricidade produzida e não consumida. Esta remuneração tem de ir ao encontro do Artigo 24.o, sendo esta dada pela equação2.1.

RU PAC,m= Ef ornecida,m× OMIEm× 0, 9 (2.1)

6 Estado da Arte

Figura 2.3: Energia Colocada no mercado Ibérico em Novembro de 2014

OMIEmrepresenta o valor resultante da média aritmética simples dos preços de fecho do OMIE

para Portugal, relativos ao mês ’m’. Como se pode perceber do ponto de vista em que o produtor pode receber dinheiro pelos excedentes, a remuneração de excedentes é positivo. Como se pode observar através da equação2.1a venda de energia por parte do produtor é inferior a 10% do valor a que este compra, o que não parece ser um bom incentivo a aplicação da ligação da rede elétrica, o que pode ter sido uma estratégia, por parte deste DL, para fazer acentuar a diferença entre as UPAC e as UPP, obrigando com isto também a fazer os dimensionamentos das UPAC o melhor possível, diminuindo injeções na rede.

Também, no caso das UPAC que sejam dotadas de ligação à rede elétrica, é importante realçar o Artigo 25.o, no qual está presente a compensação fixa que as UPAC devem pagar mensalmente durante 10 anos, após a obtenção do certificado de exploração, sendo este valor dado pela seguinte equação:

CU PAC,m= PU PAC×VCIEG,t× Kt (2.2)

A compensação que é paga em cada mês está relacionada com potência instalada da UPAC, que se encontra no respetivo certificado de exploração, tendo em conta o VCIEG,t, que é uma parcela

referente à recuperação dos CIEG da UPAC, sendo esta medida eme por kW, para o ano ’t’. Já a parcela Kt pode variar entre 0% e 50%, no qual o seu valor está relacionado diretamente com

potência instalada na UPAC, e vai depender do peso que esta representa no total da potência instalada do centro de eletroprodutores do SEN (Sistema Energético Nacional).

2.3 Sistemas Distribuídos de Produção de Energia 7

Tabela 2.1: Requisitos para criação de UPAC

Dimensão das UPAC ligadas à RESP S/ligação à RESP <200 W 200-1500W 1,5kW -1MW >1MW "Em ilha" Registo X Comunicação Previa Controlo Prévio / Certificação Exploração Licença de Exploração Comunicação Previa Taxas de

Registo X Isento Sim

Sim (aplicável ao respetivo regime) Isento Equipamento de Contagem X X Sim. Com Telecontagem Sim. Com Telecontagem X Remuneração de Excedente Apenas com registo Apenas com registo X X (Terá de ser definida com contraparte) X

"Pool" CUR, caso exista registo

CUR, caso

exista registo CUR Outro X

Acordo de Compra

de Energia Isento Isento Sim Sim X

2.3

Sistemas Distribuídos de Produção de Energia

Os sistemas de produção de energia podem dividir-se em dois grupos, sendo eles os que têm ligação à rede ou os que funcionam de forma autónoma.

Nos sistemas que se encontram ligados à rede deve-se ter uma grande preocupação de como a energia produzida é enviada para a rede. Contudo, estes sistemas apresentam grande importância, visto que podem diminuir a carga de energia exigida no sistema distribuição, assim como diminuir as perdas no mesmo, já que as UPAC são instaladas no local de consumo. Além disto, no caso de haver falhas do sistema de distribuição, estas UPAC podem garantir parte da energia necessária para o consumo.

Os sistemas autónomos, como o próprio nome indica, são sistemas de produção de energia isolados. Estes podem servir como maneira de garantir energia elétrica em locais remotos ou locais onde não é viável fazer uma extensão da rede elétrica. Uma desvantagem destes sistemas é que têm de recorrer a acumuladores de energia, para que quando houver um aumento da carga exigida ao sistema, este possa responder a esse pedido, ou no caso de não a haver a produção desejada, seja mantido durante um certo período de tempo energia no sistema.

No caso dos sistemas autónomos, se não houver produção por parte da tecnologia utilizada, como é exemplo o painel fotovoltaico em períodos noturnos, pode recorrer-se ao sistema híbrido. Os sistemas híbridos baseiam-se na utilização de mais que uma tecnologia para a produção de energia, podendo ser essas tecnologias de produção de energias provenientes de fontes renováveis ou não. Estes têm como objetivo, colmatar falhas de produção de energia elétrica de ambas as tecnologias utilizadas, tornando o sistema mais eficiente, ou seja, no caso extremo para os painéis fotovoltaicos, em que não é possível produzir energia elétrica durante a noite, esta falha pode ser

8 Estado da Arte

solucionada com geradores que utilizem combustíveis fosseis, ou como é caso desta dissertação em que pode ser utilizado um gerador eólico, caso este tenha condições de produção.

Figura 2.4: Exemplo de um Sistema Hibrido com Sistema de Armazenamento

Outro ponto que deve ser tomado em conta na aplicação de um sistema híbrido, é a possi-bilidade deste poder usufruir de um sistema de armazenamento. A vantagem de um sistema de armazenamento prende-se no facto de este poder colmatar falhas de produção do sistema híbrido, ou em alguns casos poder mesmo fazer alimentação das cargas durante algum tempo, sem a pre-sença da potência produzida pelo sistema.

Na imagem2.5, referente ao artigo [1], é possível observar a transição de energia entre os várias partes do sistema híbrido. É interessante observar que alimentação das cargas é totalmente provida pelo sistema híbrido. É de apontar que, a partir das 16:00, a potência gerada pelo sistema híbrido é inferior à potência requisitada pelas cargas. Devido à aplicação do sistema de armazena-mento a potência requisitada pelas cargas é fornecida sem problemas. Além disto, observa-se que durante o tempo em que é produzida mais energia do que aquela que é necessária, à um aumento da carga da bateria.

2.4 Sistemas de Micro-geração Fotovoltaica 9

2.4

Sistemas de Micro-geração Fotovoltaica

O efeito fotovoltaico é caracterizado pela conversão da energia solar, no espectro visível, em energia elétrica, sendo as células fotovoltaicas responsáveis por essa conversão.

Este acontecimento foi datado historicamente por Edmond Becquerel, em 1893, sendo também de importância referir que este efeito foi confundido pelo efeito fotoelétrico. Edmond Becquerel verificou que quando placas metálicas, mais propriamente prata ou platina, eram inseridas numa solução eletrolítica e seguida de uma exposição à luz, era formado uma diferença de potencial.

Como tal, é relevante fazer a diferenciação entre o efeito fotovoltaico do efeito fotoelétrico. O efeito fotoelétrico foi confirmado por Heinrich Hertz, em 1887, sendo posteriormente expli-cado por Albert Einstein, em 1905. Este processo ocorre aquando da emissão de eletrões a partir de um material, normalmente metálico, depois da sua exposição a radiações eletromagnéticas de frequência alta. Para tal acontecer, a frequência deve ser tão mais alta que permita que os fo-tões energizem os eletrões do material, para que seja criado o efeito fotoelétrico, é claro que essa frequência vai depender do material.

Já o efeito fotovoltaico, como foi referido anteriormente, é caracterizado pelo surgimento de uma tensão elétrica num material semicondutor aquando à sua exposição a luz visível.

2.4.2 Princípio de Funcionamento da Célula Fotovoltaica

As células fotovoltaicas são dispositivos, compostos por materiais semicondutores, que per-mitem transformar energia luminosa em energia elétrica, como foi referido no ponto anterior.

Para exemplificar o funcionamento da célula fotovoltaica, vai ser utilizado, como semicondu-tor, o silício, visto que este é muito abundante no nosso planeta e é mais utilizado a nível mundial. O silício é um elemento químico que pertence ao grupo dos semimetais, constituído por 14 protões e 14 eletrões, apresentando, assim, 4 eletrões de valência. Para a composição do cristal de silício, este partilha 1 eletrão de valência com um átomo vizinho, ou seja, atinge a estabilidade quando tiver os 4 eletrões de valência partilhados, sendo representado na figura2.6as ligações de um cristal puro de silício.

Quando se apresenta neste estado significa que o átomo de silício completou a sua banda de valência, que neste caso é ter oito eletrões. No caso do silício, para se conseguir quebrar uma ligação covalente é necessário uma energia superior a 1,12 eV, como consequente os eletrões conseguem ultrapassar a banda de valência e passar para a banda de condução.

Na célula fotovoltaica, o silício vai funcionar como semicondutor, isto é, vai ficar entre camada doadora e a camada receptora de eletrões. No caso da camada doadora pode ser utilizado o fósforo (tipo N) e no caso da receptora pode ser utilizado o boro (tipo P). Como se pode perceber, vão haver duas zonas distintas, uma zona que vai estar sobrecarregada, visto que com a adição do fosforo se vai encontrar um eletrão livre, ou seja, vai ficar carregado negativamente, por outro lado a camada de boro que se encontra em contacto com o silício na parte inferior, vai criar uma camada

10 Estado da Arte

Figura 2.6: Silício com 4 eletrões de valência partilhados

instável devido à falta de um eletrão, ficando positivamente carregada. Como apenas não chega ter as camadas instáveis, visto que a transição de eletrões vai ocorrer, mas não infinitamente, ou seja, apesar dos fotões energizarem os eletrões, estes não vão conseguir passar da camada N para a P. Como tal, é necessário que se faça a ligação externa entre o terminal positivo, que se encontram na parte inferior, com o terminal negativo, que se encontra na parte superior, permitindo, assim, o fluxo de eletrões. Consequentemente pode aproveitar-se este processo para a obtenção de energia elétrica.

2.4.3 Tipo de Células Fotovoltaicas

Atualmente as células fotovoltaicas têm uma eficiência baixa. Existem células com eficiên-cias mais elevadas, mas estas apresentam um custo elevado mais elevado, devido ao seu processo. Um desses casos são células fotovoltaicas no qual é utilizado arseneto de gálio como material semicondutor, que devido ao seu custo elevado é mais utilizado na indústria espacial. As célu-las fotovoltaicas mais utilizadas no mercado são aquecélu-las que têm na sua constituição o silício, que neste caso é o material semicondutor, podendo este apresentar três tipos distintos de células, sendo estas: células de silício monocristalino, células de silício policristalino ou células de silício amorfo. As células de silício monocristalino são aquelas que apresentam rendimento elétricos su-perior, na ordem dos 16%, para usos comerciais, apesar de haver células deste tipo que são usadas em investigação que chegam aos 24%. Apesar, de serem as que apresentam rendimentos superi-ores, são aquelas que têm custos mais elevados, já que é necessário um processo laboral superior para obtenção de pureza dos mesmos. No caso das células de silício policristalino, apesar de o seu rendimento rondar os 14% para uso comercial, estas têm a vantagem de ter um custo de fabrico mais baixo, em relação às células de silício monocristalino. Por último, temos as células fotovol-taicas de silício amorfo que apresentam uma taxa de eficiência que ronda os 8%, visto que esta apresenta um grande grau de desordem na estrutura dos átomos, tendo como vantagem o baixo custo para a sua produção. Apesar das células de silício serem as mais utilizadas a nível mundial,

2.4 Sistemas de Micro-geração Fotovoltaica 11

atualmente existem as células fotovoltaicas de perovskita que apresentam rendimentos de aproxi-madamente 15%2, sendo alvos de estudo devido a estas apresentarem flexibilidade e uma certa transparência. Além disto, como têm uma arquitetura mais simples, o custo de produção torna-se inferior ao custo de produção da célula de silício, tendo apenas o inconveniente de utilizar na sua constituição pequenas quantidades de chumbo, sendo este um material tóxico.

Figura 2.7: Célula Fotovoltaica de Perovskita

Ainda este ano, a FEUP, juntamente com a EFACEC, vendeu uma patente deste tipo de painéis por cinco milhões de euros3, o que mostra o potencial que este tipo de célula pode representar no futuro.

Ao longo deste ponto, foram feitas a várias referências aos valores baixos de eficiência das células fotovoltaicas, apesar disto, não se pode comparar com os módulos ou painéis fotovoltaicos que apresentam eficiências mais elevadas.

2.4.4 Modelo Elétrico da Célula Fotovoltaica

Para se modelar um painel solar, deve-se primeiramente perceber como funciona eletricamente o composto mais pequeno do painel, ou seja, a célula fotovoltaica. O circuito equivalente da célula fotovoltaica pode ser observada no seu modelo ideal, através da imagem2.8, isto é, sem contar com as perdas que ocorrem durante o efeito fotovoltaico.

Neste caso, ILrepresenta a corrente elétrica que é gerada a partir do momento que a superfície

da célula fotovoltaica é irradiada pelos fotões. ID representa a troca de eletrões na junção PN

da célula fotovoltaica, como características da célula fotovoltaica, esta troca só se dá segundo a direção de camada N para a camada P, encontrando-se dependente da tensão U aos terminais da célula. A corrente IDpode ser definida através da seguinte equação2.3:

ID= IO× (e V m_{+VT − 1) (2.3)} 2_{www.ifsc.usp.br/ ineo/news/index.php?pos} id= 691 3_{noticias.up.pt/feup-e-efacec-vendem-patente-por-5-milhoes-de-euros/}

12 Estado da Arte

Figura 2.8: Esquema Equivalente Ideal da Célula Fotovoltaica

Neste caso, IOcorresponde à corrente inversa máxima de saturação do díodo, V corresponde

ao valor de tensão que se encontra aos terminais da célula, sendo m o fator de idealidade do díodo, caso se calcule m como valor ideal, este terá o valor "1", caso contrário terá de ser inferior a "1".

Além disto, a célula fotovoltaica também vai depender dos valores de temperatura, que influ-enciam diretamente no valor da tensão da mesma, como vai ser demonstrado na fórmula2.4

VT=

KT

q (2.4)

Através da observação da fórmula, percebe-se que T é a temperatura a que se encontra a célula, enquanto que VT é a tensão térmica, K representa a constante de Boltzman (1.38*10-23 J/K) e q é

a carga do eletrão (1.609*10-19 C). Por observação, também se pode concluir que:

VD= VO (2.5)

I= IL− ID (2.6)

Por substituição na equação2.6pela2.3, obtém-se a equação2.7:

I= IL− IO× (e V

m+VT _{− 1) (2.7)}

Como anteriormente foi apresentado o esquema elétrico ideal da célula fotovoltaica, as perdas eram ignoradas, mas sabemos que estas afetam o desempenho da célula. No circuito da figura2.9

vão ser implementadas as perdas através das resistências RP e RS.

2.4 Sistemas de Micro-geração Fotovoltaica 13

As resistências RP e RS estão relacionadas com as perdas da corrente de fugas inversa, que

ocorre devido à junção PN e de tensão devido à migração dos portadores de carga do semicondutor para os condutores elétricos da célula. Quando se estuda as células fotovoltaicas deve-se constatar duas importantes características, que são a corrente de curto-circuito (Icc) e a tensão em circuito aberto (V ca).

Figura 2.10: Esquema em Curto Circuito

Pela aplicação das leis de Kirchoff ao circuito representado na figura2.10, podemos dizer que:

Isc= IL− ID− IP (2.8)

O modelo da célula em curto-circuito permite constatar que quando V=0, a corrente em ID

vai ser muito pequena, como Rp é muito superior a Rs então a corrente IP vai ser igual a zero.

Podendo simplificar a fórmula anterior, chegando à expressão2.9:

Isc= IL− IO× (e V_+RS×I

m_{+VT − 1) −}V+ RS× I

RP

<=> Isc= IL (2.9)

Figura 2.11: Esquema em Circuito Aberto

A figura2.11representa o modelo em circuito aberto da célula fotovoltaica, podendo dando origem à equação2.10:

I= IL− ID− IP (2.10)

Através do modelo do circuito aberto, representado na figura2.11consegue-se concluir que Ioc

14 Estado da Arte

de curto-circuito através da corrente inversa máxima de saturação do díodo (IO), resultando na

esquação2.11: Ioc= IL− IO× (e Voc+RS×I m_{+VT − 1) −}V+ RS× I RP <=> IO= Isc× (e −Voc VT _{) (2.11)}

O desempenho da célula fotovoltaica não é constante, havendo vários fatores externos que impliquem na alteração dos valores elétricos da mesma. Estes fatores podem ser a radiação solar, o espectro solar, a temperatura de funcionamento (que depende da radiação solar e da velocidade do vento), o ângulo de incidência da radiação solar nos módulos fotovoltaicos e as resistências internas. Na imgem2.12está presente a curva de potência característica de um célula fotovoltaica, assim como a curva de relação da corrente com o a tensão da célula.

Figura 2.12: Gráfico da Curva I-V e de Potência Característica de um Célula Fotovoltaica [2]

2.4.5 Parâmetros Externos que Afetam o Desempenho das Células Fotovoltaicas As células fotovoltaicas, como já foi falado anteriormente, vão depender da irradiação inci-dente e da sua distribuição espectral, mas também vão depender da temperatura em que estas operam. Irradiação incidente vai ter um fator de influência sobre as resistências RP e RS. Com

irradiação alta, a resistência Rs pode reduzir a eficiência da célula, caso esta não tenha sido proje-tada para essas condições. No caso de irradiações baixas, a resistência Rp pode reduzir a potência elétrica gerada, como se pode observar na imagem2.13. Este é um facto relevante para a escolha de uma painel elétrico, mas não um fator restritivo, já que se deve ter em conta outros pontos, como o custo, a durabilidade e garantia dos mesmos.

2.4.5.1 Influência da Irradiação Solar

A irradiação solar afeta a curva I-V de uma célula fotovoltaica. Com o aumento da irradiação solar a corrente gerada cresce linearmente, por sua vez a tensão de circuito aberto aumenta de forma logarítmica, caso não haja a variação de temperatura, como se pode ver na imagem2.14[2].

2.4 Sistemas de Micro-geração Fotovoltaica 15

a) b)

Figura 2.13: a) Efeito de RSe b) Efeito de RPna curva I-V de uma Célula Fotovoltaica[2]

A Isc da célula esta diretamente relacionada com a irradiação solar, sendo o seu valor dado

através da equação2.12.

Isc= Iscstc×

G

1000 (2.12)

O parâmetro Iscstc normalmente é dado pelo fabricante. Estes valores são achados através de

testes de Condições-Padrão (Standard Test Conditions - STC). Estes testes são controlados ao nível das condições de irradiação e temperatura, que normalmente tomam os valores de 1000 _mW2,

para o valor de irradiação, e a temperatura normalmente é de 25oC. 2.4.5.2 Influência da temperatura

Com o aumento da temperatura das células fotovoltaicas há uma queda do valor da tensão que esta consegue gerar. Por sua vez, a corrente aumenta, mas que a nível de potência gerada este aumento de corrente não é significativo para compensar as perdas de tensão, sendo isto observável a partir da figura2.15.

Com isto, é necessário pelo menos de dois coeficientes que são dados pelo fabricante, sendo eles:

• Coeficiente de Variação do Voccom a Temperatura, β ;

• Coeficiente de Variação da Isccom a Temperatura, α ;

Os valores dos coeficientes são achados através de outro teste que é feito num ambiente con-trolado, denominado de Temperatura Nominal de Operação da Célula (Nominal Operating Cell Temperature - NOCT). Estes testes são controlados ao nível das condições de irradiação e tempe-ratura, que normalmente tomam os valores de 800 _mW2, para o valor de irradiação, e a temperatura

toma valores entre os 40oCe 50oC. Através das formulas2.13e2.14determina-se a variação do Voce da Isccom temperatura.

16 Estado da Arte

Figura 2.14: Efeito da Irradiação Solar na Curva I-V de uma Célula Fotovoltaica[2]

Isc= Iscstc× (1 + α × (T − 25)) (2.14)

2.4.6 Algoritmos de Seguimento de Ponto Máximo de Potência - MPPT

Os painéis solares, que são utilizados a nível comercial, neste momento têm uma eficiência que varia entre os valores 14% e 19%, por isso, os algoritmos de controlo são muito importantes, visto que são estes que vão permitir aproveitar o máximo de potência que os sistemas fotovoltaicos podem gerar. Existem vários métodos de controlo, mas o que se baseiam MPPT ganham grande relevância, do ponto de vista em que são mais específicos para este tipo de sistemas. Existem vários MPPT, sendo alguns deles enumerados de seguida:

• Perturbação e Observação (Perturb and Observe - P&O); • Condutância Incremental(Incremental Conductance - INC); • Tensão Constante;

• FeedBack de Corrente (ou Tensão); • Lógica Difusa;

• Circuito Aberto; • Redes Neuronais.

Nos próximos pontos serão analisados alguns métodos MPPT. 2.4.6.1 Método de Perturbação e Observação

Este método é conhecido por estar sempre a tentar aumentar a tensão a que o painel se encontra e através da medição do valor da potência que o painel está a gerar, se se verificar que houve um

2.4 Sistemas de Micro-geração Fotovoltaica 17

Figura 2.15: Efeito da Temperatura na Curva I-V de uma Célula Fotovoltaica[2]

aumento da potência este continua a tentar procurar o ponto máximo de potência, caso contrário, é lhe dado um decremento de passo, com o intuito de diminuir a tensão de maneira a que se encontre novamente o ponto de potência máximo. Quando é encontrado o ponto máximo de funcionamento, este fica a flutuar em volta desse ponto, visto que aumenta e decrementa o passo sucessivamente, como se pode observar na imagem2.16.

Figura 2.16: Curva de Potência do método P&O [3]

No fluxograma, representado na figura2.17, podemos observar um possível algoritmo que se pode aplicar neste controlo.

2.4.6.2 Método de Incrementação e Condutância

Este método de controlo é um pouco mais sofisticado do que o falado anteriormente. Este utiliza o valor da condutância incremental do painel, _dVdI, com o objetivo de achar o ponto máximo de potência, que tanto para o P&O e o INC é quando _dVdP = 0. Este método tem como objetivo encontrar a tensão à qual a condutância é igual à incrementação da condutância, ou seja, _dVdI = −_VI, exemplificado na imagem2.18. Em condições de variações da irradiação solar, este consegue obter melhores resultados que o método P&O, visto que este permite saber a que distância se encontra, relativamente ao MPP, achando com mais facilidade esse ponto. Como tal, se os passos forem

18 Estado da Arte

Figura 2.17: Fluxograma do Método P&O [4]

muito grandes este pode achar o MPP com mais velocidade, diminuindo a sua exatidão, ou pode observar-se o contrário, que é a demora do encontro do MPP.

Figura 2.18: Curva de Potência do Método INC [3]

A partir do fluxograma, representado na figura2.19, percebe-se o funcionamento do algoritmo que pode ser aplicado para este método de controlo.

2.4.6.3 Método de Tensão Circuito Aberto (OV)

Empiricamente, o MPP encontra-se a entre de 70% e 80% do valor de tensão de circuito aberto. Os vários pontos MPP que resultam das variações atmosféricas, não têm um impacto muito significativo sobre a tensão do painel[11], sendo assim, é possível assumir que o painel opera sempre muito próximo do valor MPP. Com este método, é então utilizado uma tensão de referencia que é sempre comparada com a tensão a que painel está a funcionar, consequentemente é achado o erro entre os valores de tensão, sendo posteriormente controlado o duty-cycle do conversor de eletrónica de potência.

2.4 Sistemas de Micro-geração Fotovoltaica 19

Figura 2.19: Fluxograma do Método INC [4]

2.4.6.4 Método de Tensão Constante(CV)

O método de tensão constante é conhecido por ser um dos métodos mais simples de aplicar. O ponto de operação do painel é colocado num valor proximo do MPP. Isto, deve-se ao facto deste controlador utilizar a comparação do valor de tensão, que esta a ser gerada pelo painel, com uma tensão de referência fixa. Normalmente, a tensão de referência é o valor MPP que é dado pelo fabricante do painel. Este utiliza o ponto de tensão de referência fixa porque é assumido que as variações da temperatura e da irradiação não são significantes. Na prática, o MPPT CV pode nunca achar a posição exata do MPP, baixando, assim, a sua eficiência[4].

2.4.7 Estrutura de Inversores Fotovoltaicos

Nas aplicações atuais dos painéis fotovoltaicos é normal encontrá-los ligados em série, mas as suas ligações podem ser divididas segundo uma estrutura que vai ser implementada para sua utilização. Caso estes painéis sejam para ser ligados à rede é necessário a aplicação de um con-versor DC/AC, mas nos casos das tensões serem inferiores ao valor de pico da tensão AC da rede elétrica, pode ser necessário a utilização de conversor DC/DC elevador. Como tal, a aplicação dos conversores DC/DC vão depender da estrutura ao qual vão aplicados.

A aplicação de conversores DC/DC, além de permitir a elevação da tensão para os valores desejados, ganha cada vez mais importância, do ponto de vista, em que lhes podem ser aplicados os métodos MPPT, o que pode ser uma mais valia para o sistema. Consequentemente o conversor DC/AC fica responsável por modular a corrente AC em tensão e fase, para ser possível injetar na rede elétrica.

20 Estado da Arte

Figura 2.20: Estruturas de Ligação à Rede do Painéis Fotovoltaicos [5]

Na figura2.20a), estamos perante uma estrutura centralizada. Esta é conhecida por ser utili-zada em aplicações de potências elevadas, fazendo com que o custo do sistema seja mais baixo, visto que só utiliza um conversor DC/AC, e por ser um sistema simples de aplicar. Por sua vez, não é possível ter o máximo rendimento de cada painel, devido a estes se encontrarem divididos por séries, contribuindo para um menor rendimento do sistema em geral. Outra desvantagem inerente à utilização deste tipo de estrutura, é a paragem de todo o sistema no caso de haver alguma falha no conversor.

Na figura2.20b) estamos perante uma estrutura do tipo string, no qual estão vários painéis em serie ligados a conversor DC/AC. Este apresenta melhores resultados do que a estrutura falada previamente. No entanto, o sistema apresenta um custo mais elevado devido à utilização de vários inversores. Contudo, tem a vantagem de caso um dos conversores deixar de funcionar, só os painéis que estão a este associados a este é que não geram energia para o sistema.

Na imagem 2.20c), estamos na presença de uma estrutura que pode ser uma das que pode ter maior relevo nas instalações, sendo esta a multi-string. A diferença para a estrutura b), está na utilização de conversores DC/DC por cada string, o que lhe permite também a utilização de métodos MPPT, conferindo um rendimento superior e ao mesmo tempo uma diminuição do custo inicial do sistema devido à utilização apenas de um conversor DC/AC.

O esquema da figura2.20d) é uma estrutura modular. Este é o que tem maior rendimento, visto que cada painel tem um conversor que otimiza o seu ponto de funcionamento. Apesar disto apresenta o inconveniente de ter um custo mais elevado na sua instalação. Porém pode ser vanta-joso do ponto de vista em que pode ser considerado um sistema "plug-and-play".

2.5

Sistemas de Micro-geração Eólica

Normalmente quando se fala de energia eólica pensa-se imediatamente na turbinas eólicas de grande produção, que em Portugal têm uma produção bastante considerável, tendo um peso de

2.5 Sistemas de Micro-geração Eólica 21

19,4% na produção de eletricidade, ficando assim no segundo lugar do ranking do europeu e mun-dial, segundo dados estatísticos do Eurostat [12]. Mas indo ao encontro desta dissertação, a micro-geração pode apresentar um grande contributo para a produção de auto-consumo. Uma prova da importância deste tipo de geração de energia é o investimento em pesquisas e no aparecimento de produtos portugueses com bons níveis de eficiência disso é o aparecimento de mini/macro turbinas da T.Urban e da Omniflow, sendo a Omniflow mais recente e contendo uma particularidade bas-tante interessante, já que podem ser adicionados painéis fotovoltaicos, transformando esta turbina num sistema híbrido.

2.5.1 Conversão Mecânica da Energia Eólica

A conversão da energia eólica em energia mecânica, vai depender diretamente da energia cinética de uma massa de ar (m) que ultrapassa a turbina eólica a uma velocidade (v), demonstrada na equação2.15:

Ec=

1 2mv

2 _(2.15)

Por observação da imagem 2.21, o fluxo de ar que ultrapassa a área da turbina com direc-ção perpendicular à secdirec-ção transversal do cilindro, com uma velocidade v, transforma a energia cinética da massa de ar em energia mecânica, produzindo um binário mecânico no rotor do aero-gerador.

Figura 2.21: Fluxo de Ar Ideal [6]

Num conceito ideal, a energia cinética da massa de ar pode ser reescrita, dando origem à equação2.16, no qual se leva em consideração a área da turbina (A), a densidade do ar (ρ), o volume da geometria G (Var) e a deslocação da massa de ar (d). Através da2.16, conseguimos saber potência que é possível retirar da velocidade do vento, visto que a potência é a derivada da energia em relação a um intervalo de tempo, dando origem à equação2.17.

Ec= 1 2mv 2₌1 2ρVarv 2₌1 2ρ Adv 2 _(2.16) Pt= dEc dt = 1 2ρ A d tv 2₌1 2ρ Av 3 _(2.17)

22 Estado da Arte

Mas tal conceito não é observável na realidade, o que acontece vai ao encontra da figura2.22. Este fenómeno foi provado, em 1919, pelo físico alemão Albert Betz, no qual este explica que o fluxo da massa de ar perde velocidade quando ultrapassa a turbina, ou seja, a velocidade de esteira vai ser menor que a velocidade de escoamento, observando-se, assim, o fenómeno de efeito de esteira, no qual existe uma desaceleração axial do vento no plano perpendicular à área cilíndrica da turbina eólica e por outro lado ocorre um desvio de forma tangencial do vento, aumentando a área do fluxo de ar, representado pela secção A2.

Figura 2.22: Fluxo de Ar antes e depois da turbina [3]

Como tal, a energia disponível do vento não pode ser totalmente extraída para produzir energia mecânica. Para tal acontecer a massa de ar teria de ter toda a sua energia cinética nula no fim passagem pela turbina, ou seja, esta teria de ter velocidade nula, em v2. Através da figura2.22, é possível reescrever a formula da potencia que pode ser extraída do vento, sendo esta dada pela equação2.18: Pext= 1 2ρ Av 3₌1 2ρ (A1v 3 1− A2v32) (2.18)

Considerando a Lei de Betz, no qual o escoamento se mantém num regime constante e sem perdas, a velocidade na secção da turbina vai ser igual à media da velocidade de escoamento não perturbado e à velocidade esteira:

1 2ρ A1v 2 1= 1 2ρ A2v 2 2 (2.19) Pext= 1 2ρ A d tv 2₌1 2ρ A d t(v 2 1− v22) = 1 2ρ A v1+ v2 2 (v 2 1− v22) (2.20)

Sabendo então a potencia de vento disponível, através da equação2.17, e a potencia que se consegue extrair do vento, através da equação 2.20, consegue-se obter a relação entre as duas, como segue na equação2.21, sendo esta relação designada de coeficiente de potência (CP):

Cp= Pext Pt =(v1+ v2)(v 2 1− v22) 2v3₁ = 1 2(1 − v2₂ v2₁)(1 + v2 v₁) (2.21)

Com a equação2.21temos então uma relação entre a velocidade de escoamento não pertur-bado e a velocidade de esteira, consequentemente, a partir da derivação da mesma, consegue-se saber quando é que esta tem o seu valor máximo:

2.5 Sistemas de Micro-geração Eólica 23 d(Pext Pt ) d(v2 v1) =1 2[−3( v2 v₁) 2_{− 2}v2 v₁+ 1] = 0 (2.22)

Aplicando então a fórmula resolvente, em ordem a v2

v1, obtém-se:

v2

v1

=1

3 (2.23)

A partir do momento que se obtém o valor para o qual coeficiente de potência é máxima (CPmax), podemos achar o limite de Betz, que, neste momento, é o valor ideal de coeficiente de

potencia, visto que nos dias que correm não se consegue obter valores tão elevados.

CPmax' 0.593 (2.24)

O coeficiente de potência como se pode perceber vai estar dependente do tipo de turbina que é utilizada para a captação do vento, podendo este ser expresso em função da razão de velocidade das pás (Tip Speed Ratio - TSR), λ , sendo este calculado através da equação2.25, no qual ωr

re-presenta a velocidade angular do rotor, Rrrepresenta o raio de rotação do rotor e v1 é a velocidade

de escoamento não perturbado.

λ = Rrωr v1

(2.25) Algumas turbinas eólicas tem movimento das pás, permitindo que estas rodem segundo o seu eixo longitudinal, o que vai permitir mudar a força que o vento exerce na hélice, ou seja, existe uma alteração do angulo da hélice em relação ao vento, designado de ângulo de passo (Pitch Angle), β . Na figura x, pode observar-se a alteração do coeficiente de potência com alteração do TSR e do Pitch Angle.

2.5.2 Principais Componentes dos Sistemas de Produção Eólicos

Na atualidade, existem vários tipos de sistemas de produção de energia eólica. Apesar disso, estes têm vários componentes “chaves” que acabam por serem comum a quase todos os tipos de sistemas eólicos, sendo eles: a turbina eólica, o motor-gerador, transformador, a eletrónica de potência e em alguns casos a caixa de velocidades.

Através deste conjunto de dispositivos aparecem os dois tipos de sistemas geradores eólicos, que vão ser mencionados de seguida.

2.5.3 Tipo de Turbinas Eólicas Segundo a Posição do Rotor

As Turbinas Eólicas podem ser dois tipos tendo em conta a direção em que se encontra o seu eixo, dividindo-se em turbinas de eixo horizontal ou vertical. Dependendo do sítio e da potência em que esta vai se localizar, vai alterar o seu tamanho do seu diâmetro, que neste momento aquela

24 Estado da Arte

Figura 2.23: Componentes Base de Aerogerador

que tem maior comprimento de hélice é da Samsung, que tem 83,5 metros de comprimento, que pertence a um gerador eólico marítimo4.

Figura 2.24: Maior Hélice do Mundo

2.5.3.1 Tipo de Turbinas de Rotor Verticais

Uma das características das turbinas verticais é estas apresentarem calhas, sendo nestas que vai ocorrer o arrasto aerodinâmico responsável por criar a energia elétrica a partir do vento.

Neste tipo de turbinas não é necessário nenhum dispositivo de orientação da turbina em relação ao vento.

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2.5 Sistemas de Micro-geração Eólica 25

As turbinas verticais podem ser diferenciadas pela disposição das calhas segundo o rotor. As três mais conhecidas são o rotor do tipo Savonius, Darrieus e a H-Rotor. Além destas, como já foi falado mais acima temos a Omiflow.

Figura 2.25: Turbinas Verticais

Na figura2.25, temos a representação cada tipo de turbina vertical podendo ser a comparação entre cada uma. Neste caso o rotor de Savonius apesar de ser mais simples é aquela que apresenta menor eficiência, visto que apenas é movido com arrasto do ar e apresentar maior eficiência para ventos fracos, o que lhe dá uma eficiência que ronda os 20%. Já no caso do rotor de Darrieus, que pode ser constituído por duas ou três pás, utiliza no seu movimento, além do arrasto do ar, forças de sustentação permitindo-lhe alcançar eficiências que podem se aproximar dos 40%, para ventos fortes. Com o avanço dos estudos nesta área, também apareceu um sistema híbrido deste tipo de turbinas, no qual integra o rotor de Savonius e o rotor de Darrieus, conferindo-lhe as potencialidades dos dois sistemas, visto que um funciona melhor para ventos fracos e outro para ventos fortes.

2.5.3.2 Tipo de Turbinas de Rotor Horizontais

As turbinas de rotor horizontais são na atualidade as mais utilizadas, do ponto de vista que conseguem aproveitar a força de arrasto do ar e ao mesmo tempo aproveitarem as forças de sus-tentação para produzirem energia elétrica a partir do vento. É de notar, que os rotores em que predomina a rotação por efeito das forças de sustentação, têm maior capacidade de produzir ener-gia elétrica, do que aqueles em que maior parte do seu movimento se deve às forças de arrasto.

Uma particularidade das turbinas com rotor horizontal, é a necessidade de um sistema que faça com que eixo do rotor se encontre perpendicular à trajetória do vento, com intuito de aumentar a conversão da energia eólica em energia elétrica. Consequentemente, pode fazer-se uma distinção quanto à disposição em que eixo do rotor se pode colocar perante o movimento do vento, podendo ser downwind, caso as hélices se encontrem a jusante do vento, ou upwind, caso as hélices se encontrem a montante do vento, como é possível ver na figura2.26.

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Figura 2.26: Turbinas Horizontais: a) e b) upwind; c) downwind

No mercado normalmente vê se com mais frequência as turbinas com 3 lâminas, visto que estas são as mais flexíveis para diferentes níveis de vento, mas as turbinas podem ser constituídas por uma lâmina ou multilâminas. Com o aumento do número de pás é facilitado o arranque do gerador eólico. Consequentemente, vão apresentar um número mais baixo de rotações, para velocidades de vento mais elevados.

2.5.4 Limitações Aerodinâmicas

Como é possível observar na imagem2.27, os aerogeradores são projetados para funcionar a determinadas velocidades, como tal é necessário haver um controlo sobre os mesmos, para não pôr em causa o seu bom funcionamento.

Figura 2.27: Zona de Cut-in e Cut-out de um Aerogerador [7]

Sendo assim, através do gráfico de potência, representado na imagem2.27, é possível dis-tinguir duas zonas restritas. A primeira zona é conhecida como a velocidade de cut-in, partir

2.5 Sistemas de Micro-geração Eólica 27

velocidade a potência do aerogerador vai aumentando até chegar à velocidade nominal. Quando é ultrapassado o valor da potência nominal, vai começar a haver perdas aerodinâmicas mais acen-tuadas, como tal a potência gerada começa a diminuir. Se a velocidade da turbina continuar a aumentar, vai chegar a um ponto para qual não foi dimensionada, como tal pode atingir o seu limite de carga mecânico, no qual esta deve deixar de funcionar, ou seja, atingiu a zona de cut-out. Com estes dados, percebe-se que deve haver limitações a nível da potência gerado pelo aerogera-dor. Também deve-se ter em conta que a velocidade angular do rotor deve permanecer constante ou em valores predefinidos para as regiões de funcionamento da turbina, isto acontece tendo em conta o facto que no caso de haver alguma falha elétrica, no qual o gerador deixasse de produzir binário eletromagnético, o rotor começaria a elevar a sua velocidade até um ponto em que a turbina não estaria preparada para aguentar, podendo mesmo levar à sua destruição. A limitação da potên-cia gerada e da velocidade angular pode ser efetuada a partir da variação do angulo de passo, β , no qual existe a rotação da hélice segundo o seu eixo longitudinal. Para os sistemas com controlo ativo, esta variação pode ser obtida a partir do controlo do ângulo de passo (Pitch Control) ou pela entrada em perdas dinâmicas ativas (Active Stall Control). No caso dos aerogeradores, em que as hélices são fixas, então este controlo pode ser exercido através de perdas aerodinâmicas passivas (Stall Control).

No Stall Control, representado na alinea a) da figura2.28, a geometria das hélices faz com que haja uma limitação da força de sustentação para velocidade superiores à nominal, atuando, assim, como um travão. Este tipo de controlo tem a vantagem de não necessitar de partes móveis, como tal há uma diminuição ao nível dos custos de manutenção, assim como não necessita de um controlo de passo da hélice muito complexo, em comparação com outros métodos apresentados. O único senão deste tipo de controlo, reside na baixa precisão para a previsão da potência gerada, após a ultrapassagem da velocidade nominal da turbina eólica, assim como a incerteza do comportamento aerodinâmico quando são impostas as perdas aerodinâmicas devido à forma das pás.

O Pitch Control, representado na alinea c) da figura 2.28, é utilizado em turbinas eólicas de velocidade variável, sendo este um controlo em que, quando a turbina chega à sua velocidade nominal, as pás vão sendo rodadas com um angulo de passo que é aumentado progressivamente com o aumento da velocidade. Isto permite que as pás da turbina exerçam cada vez menos força ao vento, diminuindo assim o angulo de ataque da turbina. Como consequência deste método direto de controlo das hélices, o aerogerador consegue aproveitar velocidades mais altas, permanecendo mais tempo à velocidade de produção nominal.

O Active Stall Control, representado na alinea b) da figura2.28, é a junção dos dois métodos falados anteriormente, visto que utiliza a geometria das hélices como travão (Stall Control), mas utilizando a rotação longitudinal das hélices (Pitch Control) em conjunto permite controlar de forma mais precisa a potência gerada pela turbina, implicando uma diminuição do número de ângulos de passo efetuados pelas hélices, para tal acontecer.

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Figura 2.28: Tipos de Limitações Aerodinâmicas [3]

2.5.5 Conversão da Energia Mecânica em Energia Elétrica

Para a conversão da energia mecânica, proveniente da turbina eólica, em energia elétrica é necessário a utilização de um gerador. As soluções que mais aparecem no mercado são geradores trifásicos de corrente alternada, podendo estes ser síncronos ou assíncronos. Estas também podem ser classificadas segundo o sistema de conversão eólico, podendo ser velocidade fixa ou variável.

2.5.5.1 Geradores Eólicos de Velocidade Fixa

Num sistema de conversão eólico de velocidade fixa, a velocidade da turbina é determinada pela frequência da rede, o número de par de polos do gerador, o deslizamento da máquina e do caixa de velocidades da mesma. No caso de não haver grandes alterações da velocidade do vento, a turbina pode não alterar a sua velocidade, havendo, por sua vez, alteração no binário magnético, o que implica diretamente a alteração da potência de saída da mesma. Os geradores mais utilizados para este caso são os geradores de indução. O normal destes aerogeradores é serem limitados através das limitações aerodinâmicas, como o Pitch Control,Stall Control ou Active Stall Control, falados no ponto anterior. Como estes se encontram ligados diretamente à rede, torna-se necessário o uso de compensadores de potência reativa, com o objetivo de reduzir ou mesmo eliminar a potência reativa que possa ser consumida pelo próprio gerador. A vantagem deste sistema encontra-se no seu baixo custo e alta fiabilidade. Porém, não consegue produzir tanta energia como os sistemas de velocidade variável.

2.5.5.2 Geradores Eólicos de Velocidade Variável

Os sistemas de conversão eólico de velocidade variável têm uma grande vantagem face aos de velocidade fixa, visto que permitem alterar a velocidade da turbina, adaptando-se, assim, à velocidade do vento, permitindo aumentar o nível de eficiência do aerogerador, visto que permite a absorção das flutuações de potência, como contribuir para a diminuição dos esforços mecânicos feitos sobre a transmissão. Além disto, a partir de controlos de busca do ponto máximo de potência (MPPT), é possível manter a potência mecânica no valor nominal. Estes normalmente têm nas suas