Controlo da Potência Activa Injectada na Rede por um Sistema de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico

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1 Faculdade de Engenharia da Universidadee do Porto Controlo da Potência Activa Injectada na Rede por um Sistema de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico Paulo André Rodrigues Remelgado Dissertação realizada no âmbito do Mestrado Integrado em Engenharia Electrotécnica e de Computadores Major Energia Orientador: Professor Doutor Carlos Coelho Leal Monteiro Moreira Co-orientadora: Professora Doutora Fernanda de Oliveira Resende Fevereiro de 2011 i

2 Paulo André Rodrigues Remelgado, 2011 ii

3 Resumo A integração das fontes de energia renovável nas redes de energia eléctrica assume uma importância cada vez maior no sector eléctrico da União Europeia (UE), na medida em que contribuem para fazer face ao crescente aumento de consumos e para diminuir o uso intensivo de combustíveis fósseis na produção de energia eléctrica. Neste sentido, a comunidade internacional tem desenvolvido esforços para procurar reduzir a dependência dos combustíveis fósseis e, consequentemente, as emissões de gases com efeito de estufa, potenciando a integração de produção distribuída nas redes de distribuição e microgeração, em particular, de baixa e média tensão, de forma eficiente, explorando fontes de energia renováveis. A visão das redes inteligentes de energia ou visão Smart Grids preconiza um novo paradigma de operação das redes de distribuição e permite a integração em larga escala de produção distribuída nas redes de distribuição de Média Tensão (MT) e unidades de microgeração nas redes de distribuição de Baixa Tensão (BT), tendo por objectivo mitigar eventuais impactos dessa integração, perspectivando uma gestão integrada desses recursos. No que diz respeito à integração de unidades de microgeração nas redes de distribuição de BT, os sistemas do tipo solar fotovoltaico apresentam um elevado potencial de integração. No entanto, dado o carácter resistivo das redes de distribuição de BT, a integração de níveis elevados destes sistemas pode causar problemas de exploração, na medida em que o pico de produção coincide normalmente com vazios de consumo resultando em problemas de tensão elevada. Nesta dissertação apresentam-se soluções para controlo activo da tensão à custa do controlo da potência activa injectada na rede pelas unidades de microgeração do tipo fotovoltaico, através da alteração do ponto de funcionamento do painel e da utilização de equipamento de armazenamento. O desempenho destas funcionalidades de controlo é avaliado recorrendo a uma ferramenta de simulação dinâmica, o Matlab /Simulink. iii

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5 Abstract The integration of renewable energy sources in electricity networks assumes an increasing importance in the electricity sector in the European Union (EU), insofar as they contribute to cope with the growing consumption and to reduce the intensive use of fossil fuels in the production of electricity. Therefore, the international community has developed efforts to seek the reduction of the dependence on fossil fuels and consequently the emissions of greenhouse gases, promoting the efficiently integration of distributed generation in distribution networks exploiting renewable energy sources. The Smart Grid vision allows a new paradigm of operation of distribution networks resulting from the increasing integration of distributed network resulting from the increasing integration of distributed generation into the Medium Voltage (MV) distribution networks and microgeneration units into the Low Voltage (LV) distribution networks, contributing to mitigate the negative impacts of this integration through active control and management strategies involving all the active devices (source and responsive loads). Regarding the integration of microgeneration units into the LV distribution networks, photovoltaic system has been very promising solutions. However, LV networks are characterized by low X/R ratios and therefore technical operation problems can arise from the large scale integration of such systems since the peak generation level happens very often during the periods of low consumption levels and therefore the local bus voltage will increase beyond the technical limits. Therefore, in this thesis control functionalities are proposed in order to control actively the bus voltages by controlling the active power injected into the LV networks by Photovoltaic (PV) systems. This can be achieved by changing the operation point of the PV panel, which is usually derived from the Maximum Power Point Tracking (MPPT) system and by the use of storage devices such as batteries. The performance of the developed control functionalities is evaluated using a dynamic simulation tool, the Matlab /Simulink. v

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7 Agradecimentos Venho por este meio agradecer a todas as pessoas que me ajudaram na elaboração da minha dissertação, que foi sem dúvida uma caminhada difícil mas muito aliciante e gratificante para o meu futuro. Agradeço aos meus orientadores, o Professor Doutor Carlos Coelho Leal Monteiro Moreira e a Professora Doutora Fernanda de Oliveira Resende, a ajuda e o apoio que me disponibilizaram. Agradeço também a amizade que com eles cultivei. Congratulo todos os meus colegas pelo apoio e amizade que ao longo destes cinco anos de faculdade criámos. Aos meus pais agradeço tudo o que fizeram por mim, o apoio, a dedicação, a disponibilidade e a excelente relação familiar que contribuiu para a minha educação e realização profissional. Sem eles nada era possível. Aos meus restantes familiares agradeço toda a sua preocupação, não esquecendo, no entanto, os que já cá não estão presentes mas que foram essenciais neste meu caminho. Esta dissertação é dedicada a vocês. A todas as pessoas que enumerei, o meu muito obrigado por terem estado sempre presentes. vii

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9 Eu não estou longe de ti. Estou sempre um pouco à frente, para te obrigar a avançar. JESUS ix

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11 Índice Resumo... iii Abstract... v Agradecimentos... vii Índice... xi Lista de Figuras... xiv Lista de Tabelas... xviii Abreviaturas e Símbolos... xix Capítulo Introdução Enquadramento geral Motivação e objectivos da dissertação Estrutura da dissertação... 6 Capítulo Sistema de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e as Micro-redes Sistemas fotovoltaicos Classificação dos sistemas solares fotovoltaicos Principais componentes dos sistemas fotovoltaicos ligados à rede a - Célula, módulo e gerador fotovoltaico b - Inversor c - Baterias Micro-rede Arquitectura de controlo Projecto InovGrid Conclusões Capítulo Conceitos e Modelos de Sistemas de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e Rede de Distribuição de Baixa Tensão Caracterização e modelização de um sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico Modelo matemático do painel fotovoltaico a - Parâmetros do módulo fotovoltaico xi

12 3.1.1.b - Circuito equivalente de uma célula fotovoltaica c - Curva Característica da célula fotovoltaica Efeitos de factores meteorológicos nas características eléctricas dos módulos fotovoltaicos a - Influência da variação da radiação b - Influência da variação da temperatura Inversor Estratégia para controlo da tensão nodal com sistema de armazenamento Algoritmos de MPPT Perturbação e Observação Condutância Incremental Tensão Constante Escolha do algoritmo de MPPT Implementação de uma rede de baixa tensão com microgeração do tipo solar fotovoltaico em ambiente Maltab/Simulink Sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico a - Signal Builder b - Painel c - Inversor e barramento de CC Rede de baixa tensão Canalizações Cargas Rede de distribuição pública Sistema para controlo da tensão nodal com sistema de armazenamento Conclusões Capítulo Funcionalidades de Controlo de Potência Activa em Sistemas de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico Controlo da potência activa injectada na rede Controlo da potência gerada por alteração no ponto de funcionamento do gerador fotovoltaico Controlo por armazenamento de potência excedente em baterias a - Fase de carga b - Fase de descarga Implementação das funcionalidades de controlo em ambiente Matlab/Simulink Controlo por alteração no ponto de funcionamento do gerador fotovoltaico Controlo por armazenamento de potência excedente em baterias a - Fase de carga b - Fase de descarga Conclusões Capítulo Resultados Rede de distribuição de baixa tensão Controlo de potência activa injectada na rede por um sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico Impacto dos sistemas de microgeração fotovoltaicos nos perfis de tensão da rede de distribuição de baixa tensão Controlo dos impactos dos sistemas de microgeração fotovoltaicos nos perfis de tensão da rede de distribuição de baixa tensão a - Controlo por alteração do ponto de funcionamento do gerador fotovoltaico b - Controlo por armazenamento de potência excedente em baterias Conclusões Capítulo Conclusões e Trabalhos Futuros xii

13 6.1 - Conclusões Trabalhos futuros Referências Anexo A Rede de Distribuição de Baixa Tensão xiii

14 Lista de Figuras Figura 1.1 Evolução da potência fotovoltaica instalada em Portugal Continental de 2002 a Março de 2010 [3] Figura 1.2 Mudança de paradigma do SEE [8] Figura 2.1 Potencial de energia solar fotovoltaica nos países europeus [14] Figura 2.2 Aproveitamento da energia solar Figura 2.3 Diagrama de blocos de um sistema de microgeração fotovoltaico [16] Figura 2.4 Constituição interna de uma célula fotovoltaica típica [17] Figura 2.5 Célula, módulo e painel fotovoltaico Figura 2.6 Tipologia de um sistema de conversão de energia fotovoltaico Figura 2.7 Bateria e seus principais elementos constituintes Figura 2.8 Esquema de um acumulador de chumbo [23] Figura 2.9 Curvas de descarga das baterias Freedom para diferentes valores de corrente [24] Figura 2.10 Arquitectura da Micro-rede [21] Figura 3.1 Circuito eléctrico equivalente de uma célula Figura 3.2 Característica típica I-V e P-V de uma célula solar Figura 3.3 Condição de circuito aberto Figura 3.4 Condição de curto-circuito Figura 3.5 Curvas características I-V do módulo fotovoltaico BP 4175T sujeito a diferentes radições e uma temperatura constante de 25 o C Figura 3.6 Curvas características I-V do módulo fotovoltaico BP 4175T para diferentes temperaturas e uma radiação constante de 1000 W/m Figura 3.7 Sistema de controlo do inversor de um painel solar fotovoltaico xiv

15 Figura 3.8 Diagrama de blocos das malhas proporcional e integral do controlo local de tensão com sistema de armazenamento Figura 3.9 Curva característica I-V e P-V de uma célula fotovoltaica Figura 3.10 Possíveis casos para o Método Perturbação e Observação Figura 3.11 Fluxograma da técnica Perturbação e Observação Figura 3.12 Curva da condutância da característica P-V Figura 3.13 Sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico em ambiente Matlab /Simulink Figura 3.14 Signal Builder Radiação solar incidente no painel Figura 3.15 Bloco representativo da técnica MPPT Figura 3.16 Interior do bloco Painel Figura 3.17 a) Bloco representativo do inversor, b) Interior do bloco inversor Figura 3.18 Correntes no condensador do barramento CC Figura 3.19 Conteúdo do bloco Control Figura 3.20 a) Modelo de uma linha em ambiente Matlab /Simulink, b) Impedâncias de fase e neutro da linha Figura 3.21 Modelo da carga monofásica em ambiente Matlab /Simulink Figura 3.22 Modelo da rede de serviço público em ambiente Matlab /Simulink Figura 3.23 a) Bloco representativo do controlo de tensão, b) Conteúdo do bloco controlo de tensão Figura 4.1 Curva de potência com ponto de funcionamento permitido do gerador fotovoltaico Figura 4.2 Curva de corrente e novo ponto de operação do gerador fotovoltaico Figura 4.3 Fluxograma do algoritmo de controlo de tensão por alteração no ponto de funcionamento Figura 4.4 Sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico com inserção de baterias.. 50 Figura 4.5 Trânsito de potências no barramento CC na fase de carga das baterias Figura 4.6 Estratégia de cálculo da potência de carga das baterias Figura 4.7 Trânsito de potências no barramento CC na fase de descarga das baterias Figura 4.8 Bloco representativo do controlo de tensão Figura 4.9 Interior do bloco Painel com controlo por alteração no ponto de funcionamento do gerador fotovoltaico Figura 4.10 Interior do bloco Painel com controlo por armazenamento de potência excedente em baterias xv

16 Figura 4.11 a) Potência de saída, b) Corrente produzida pelo sistema de solar fotovoltaico dentro do bloco Painel implementado em ambiente Matlab /Simulink Figura 4.12 Sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico com inserção de baterias Figura 4.13 Implementação da fase de carga das baterias dentro do bloco Painel Figura 4.14 Implementação da fase de descarga das baterias dentro do bloco Painel Figura 5.1 Representação em ambiente Matlab /Simulink da rede de distribuição de BT Figura 5.2 Barramento de estudo da rede de BT Figura 5.3 Radiação solar incidente nos sistemas de microgeração Figura 5.4 Potências entregues à rede pelos microgeradores fotovoltaicos (sem controlo da potência injectada) Figura 5.5 Tensão na fase A (sem controlo da potência injectada) Figura 5.6 Tensão na fase B (sem controlo da potência injectada) Figura 5.7 Tensão na fase C (sem controlo da potência injectada) Figura 5.8 Tensão MPPT aos terminais do painel na fase A Figura 5.9 Potências injectadas na fase A sem controlo e com controlo do ponto de funcionamento Figura 5.10 Potências injectadas na fase C sem controlo e com controlo do ponto de funcionamento Figura 5.11 Tensões aos terminais do painel na fase A sem controlo e com controlo do ponto de funcionamento Figura 5.12 Tensões na fase A sem controlo e com controlo do ponto de funcionamento.. 67 Figura 5.13 Tensões na fase B sem controlo e com controlo do ponto de funcionamento.. 67 Figura 5.14 Tensões na fase C sem controlo e com controlo do ponto de funcionamento.. 68 Figura 5.15 Tensões por fase com controlo do ponto de funcionamento Figura 5.16 Potências injectadas na fase A sem controlo e com controlo por armazenamento Figura 5.17 Potências injectadas na fase B sem controlo e com controlo por armazenamento Figura 5.18 Potências injectadas na fase C sem controlo e com controlo por armazenamento Figura 5.19 Potência de carga e descarga das baterias associadas ao painel solar da fase A xvi

17 Figura 5.20 Potência de carga e descarga das baterias associadas ao painel solar da fase C Figura 5.21 Tensões na fase A sem controlo e com controlo por armazenamento Figura 5.22 Tensões na fase B sem controlo e com controlo por armazenamento Figura 5.23 Tensões na fase C sem controlo e com controlo por armazenamento Figura 5.24 Tensões por fase com controlo por armazenamento Figura 5.25 Energia nas baterias dos três sistemas de microgeração Figura A.1 Representação da rede de distribuição de BT utilizada para estudo xvii

18 Lista de Tabelas Tabela 3.1 Características eléctricas do módulo fotovoltaico BP 4175T [31] Tabela 3.2 Características mecânicas do módulo fotovoltaico BP 4175T [31] Tabela 3.3 Principais características das técnicas de MPPT [37] Tabela 3.4 Potência máxima em função da radiação solar incidente Tabela A.1 Parâmetros característicos das linhas (tipologia RL paralelo) Tabela A.2 Valores das cargas (tipologia RL série) Tabela A.3 Valores da lookup table que emula a potência de descarga das baterias xviii

19 Abreviaturas e Símbolos Lista de abreviaturas A Ah AT BT CA CC DL DMS Hz LC kw MC MGCC MPP MPPT MR MT MW PD PI p-n PNAEE p.u. RESP RL Ampére. Unidade de Sistema Internacional da intensidade de corrente Ampére hora Alta Tensão. Na rede de distribuição em Portugal corresponde a uma tensão eficaz superior a 45kV e inferior a 120kV Baixa Tensão. Na rede de distribuição em Portugal corresponde a uma tensão eficaz inferior a 1kV Corrente Alternada Corrente Contínua Decreto Lei Distribution Management System (Sistema de Gestão da Rede de Distribuição) Hertz. Unidade de Sistema Internacional da frequência Load Controller (Controlador de Carga) Kilowatt Micro-source Controller (Controlador de Micro-fonte) Micro-Grid Central Controller (Controlador Central de Micro-Rede) Maximum Power Point (Ponto de Potência Máxima) Maximum Power Point Tracker (Técnica de Ponto de Potência Máxima) Micro-Rede Média Tensão. Na rede de distribuição em Portugal corresponde aos níveis de tensão eficaz superiores a 1kV e inferiores a 45kV MegaWatt Produção Dispersa Proporcional-Integral positivo-negativo Programa Nacional de Acção para a Eficiência Energética por unidade Rede Eléctrica de Serviço Público Resistência-bobina xix

20 SEE STC TCMA UE V Sistemas Eléctricos de Energia Standard Test Conditions (Condições de Teste Standard) Taxa de Crescimento Média Anual União Europeia Volt. Unidade de Sistema Internacional da tensão xx

21 Capítulo 1 Introdução O sector eléctrico enfrenta, actualmente, uma série de desafios relacionados com a sustentabilidade ambiental, fiabilidade e qualidade de fornecimento e aumento de competitividade. Ao nível das redes de distribuição, surgem novos desafios ao nível da sua exploração decorrentes do aumento do nível de integração de Produção Dispersa (PD) e microgeração a partir de fontes de energia renovável, que apresentam um carácter intermitente, como é o caso da energia eólica e solar. No caso dos sistemas de microgeração do tipo solar fotovoltaico, devido ao facto de não existir uma coincidência perfeita entre os diagramas de carga e a potência activa gerada e, dado o carácter resistivo das redes de Baixa Tensão (BT), poderão surgir problemas de tensão elevada [1], originando a saída de serviço dos inversores ligados à rede por actuação das protecções de máximo de tensão. Assim, o objectivo desta dissertação consiste no desenvolvimento e integração de funcionalidades de controlo da potência activa gerada pelos sistemas de microgeração do tipo solar fotovoltaico em função da tensão no ponto de ligação e, consequentemente, na acomodação local da potência excedente. Para tal, foram seguidas duas abordagens: alteração do ponto de funcionamento em relação ao ponto correspondente à extracção da potência máxima e utilização de dispositivos de armazenamento para armazenar a energia produzida que não poderá ser injectada na rede de modo a manter o perfil da tensão local abaixo do valor regulamentado. Em resultado das estratégias desenvolvidas nesta dissertação, o nível de integração de microgeração proveniente de fontes renováveis nas redes de distribuição de BT poderá ser aumentado Enquadramento geral Portugal é o quarto país da UE com maior peso de fontes de energias renováveis no consumo eléctrico nacional [2]. Na figura 1.1 pode-se verificar a evolução da potência fotovoltaica instalada (incluindo microgeração) na última década em Portugal. A energia fotovoltaica, apesar de apresentar uma TCMA (Taxa de Crescimento Média Anual) entre

22 2 Introdução e 2009) de 85,9 % [3], tem um peso na potência total instalada de fontes renováveis ainda baixo, sendo de salientar que cresceu consideravelmente a partir de 2007 com a publicação do DL 363/2007. Potência fotovoltaica instalada em Portugal Continental (MW) ,2 122,7 58,5 14,5 1,5 2,1 2,7 2,9 3, Mar-10 Ano Figura 1.1 Evolução da potência fotovoltaica instalada em Portugal Continental de 2002 a Março de 2010 [3]. O total da potência instalada em Portugal Continental utilizando recursos renováveis, atingiu os MW, no final de Março de 2010 [3]. Portugal pode ser considerado um país privilegiado para a utilização em larga escala de energias renováveis, em resultado da sua elevada exposição solar, de uma rede hidrográfica relativamente densa e de uma extensa frente marítima que beneficia dos ventos atlânticos [4]. Em Portugal, o Governo estabeleceu a meta de 31 % do consumo de energia final a partir das renováveis em 2020, o que corresponde à produção de 60 % de electricidade consumida também a partir de fontes de energia renovável [5]. A energia fotovoltaica tem ainda um peso residual no sistema eléctrico nacional: no ano de 2010 respondeu por 0,35 % do consumo nacional. Em 2009, a energia fotovoltaica abasteceu 0,28 % do consumo eléctrico em Portugal [6]. Nos últimos anos, em resultado do aumento do nível de integração de PD nas redes de distribuição, tem-se assistido a uma mudança de paradigma no que diz respeito à filosofia de exploração dos Sistemas Eléctricos de Energia (SEE), tal como ilustrado na figura 1.2. Figura 1.2 Mudança de paradigma do SEE [8]. 2

23 Enquadramento geral 3 Tal como se pode observar na figura 1.2, a mudança de paradigma da exploração das redes eléctricas resulta da passagem de uma concepção de produção centralizada de electricidade, seguida do transporte e distribuição até aos consumidores, para um modelo em que existe uma grande componente de PD, situada ao nível das redes de distribuição [7]. Em resposta a este desafio surge a visão das redes inteligentes de energia, ou Smart Grids [40]. O crescente aumento da ligação de PD nas redes de distribuição pode conduzir ao aparecimento de alguns problemas técnicos, uma vez que os sistemas eléctricos convencionais não previam a existência de redes de distribuição activas com trânsitos de potência bidireccionais. Assim, um dos principais desafios técnicos que necessita de ser criteriosamente avaliado em resultado da presença de PD nas redes de distribuição, diz respeito às variações dos perfis de tensão no sistema. Numa rede de distribuição sem PD, a tensão vai diminuindo desde o posto de transformação até à extremidade de um ramal, levando a que a tensão nos consumidores seja inferior à tensão no posto de transformação. Por outro lado, em redes rurais com potências de curto-circuito baixas, a integração de PD pode alterar significativamente o perfil de tensão das redes eléctricas. A integração da PD aconteceu, inicialmente, ao nível das redes de distribuição de Média Tensão (MT), mas tem vindo a ser estendida para as redes de distribuição de Baixa Tensão (BT), na sequência da integração das unidades de microgeração. A necessidade de reduzir as emissões de dióxido de carbono na área da geração de electricidade, os recentes desenvolvimentos tecnológicos no domínio da microgeração e a reestruturação do mercado de electricidade são os principais factores responsáveis pelo crescente interesse no uso de microgeração [9]. Os sistemas de microgeração consistem em instalações que utilizam geradores de baixa potência nominal para produção de energia eléctrica a partir de fontes renováveis, como é o caso dos sistemas solares fotovoltaicos e do tipo eólico, ou processos de conversão de combustíveis fósseis de alta eficiência (por exemplo, micro-cogeração, microturbinas ou células de combustíveis), ligados à rede de distribuição de BT através de interfaces baseados em conversores electrónicos de potência (CC/CA ou CA/CC/CA) [4]. O programa PNAEE (Programa Nacional de Acção para a Eficiência Energética [5]), visa promover a substituição do consumo de energia fóssil por energia renovável, através de uma maior facilidade de acesso a tecnologias de microgeração de energia eléctrica e de aquecimento solar de águas quentes sanitárias. Nesse sentido, o governo Português identificou algumas metas e medidas, das quais se destacam duas referentes ao sector residencial e serviços: 75 mil lares electroprodutores correspondente a 165 MW de potência instalada em microgeração em 2015, e 1 em cada 15 edifícios com água quente solar. A necessidade de aumentar a capacidade de integração de microprodução nas redes de baixa tensão constitui um dos principais desafios impulsionadores da visão das redes inteligentes internacionalmente aceite para as redes de energia eléctrica do futuro. Seguindo uma abordagem baseada na adopção de uma estratégia de controlo activo da potência injectada em conjunto com a utilização de sistemas de armazenamento para compensar a variabilidade das fontes renováveis, a visão Smart Grids possibilita a integração de grandes quantidades de microgeração nas redes de BT. De um modo geral são apontadas as seguintes vantagens resultantes da integração da microgeração nas redes de BT [10]: Redução das perdas na rede de distribuição; Aumentar a fiabilidade do fornecimento de electricidade aos consumidores;

24 4 Introdução Contribuir para a diminuição da dependência dos combustíveis fósseis; Diminuição das emissões de gases com efeito de estufa; Diferimento de investimentos relativos ao reforço e expansão das infra-estruturas da rede; Criação de oportunidades para a indústria nacional de bens de equipamento e componentes para o sector eléctrico; Gerar um novo cluster industrial e de serviços com impacto positivo na criação de emprego e no crescimento económico. O Governo implementou novas condutas e regimes bonificados para a produção de energia eléctrica, a ser injectada na rede ou a ser gerada para sistemas autónomos [11]. A publicação do Decreto-Lei (DL) 363/2007 de 2 de Novembro [12], veio estimular o exercício da actividade de microprodução de electricidade, sendo as instalações de pequena potência a energia solar as que mais têm motivado os utilizadores a instalarem sistemas de microprodução em Portugal - cerca de 95% [7]. É de salientar que os sistemas solares não possuem partes móveis, impactos ambientais, geração de ruídos ou consumo de qualquer tipo de combustível. No entanto, o DL 363/2007 estabelece alguns limites, entre os quais: 1. Os produtores de electricidade apenas podem injectar na RESP (Rede Eléctrica de Serviço Público) uma potência inferior a 50 % da potência contratada para a instalação eléctrica de utilização; 2. O somatório da potência dos registos ligada a um posto de transformação não pode ultrapassar o limite de 25 % da potência do respectivo posto de transformação. 3. A unidade ou instalação, monofásica ou trifásica, em baixa tensão, está limitada a uma potência de ligação de 5,75 kw. A integração de níveis elevados de microprodução nas actuais redes de BT pode causar sérios problemas relacionados com o controlo do nível de tensão, podendo provocar a saída de serviço das unidades de microgeração, além de limitar a capacidade de integração de microgeração na rede de distribuição de BT em termos de potência instalada. De modo a contrariar os efeitos indesejados, o actual enquadramento legislativo impõe, para além dos requisitos de certificação dos inversores, limitações à potência instalada, ao nível da potência ligada a cada posto de transformação e, em particular, ao nível da potência de cada instalação. No entanto, o controlo do nível de tensão em redes com elevada concentração de microprodutores constitui ainda um desafio importante. 4

25 Motivação e objectivos da dissertação Motivação e objectivos da dissertação A larga maioria das unidades de microgeração instaladas nas redes de BT não é adequada para a ligação directa à rede eléctrica devido às suas características de energia produzida necessitando assim de conversores de electrónica de potência. Os inversores comercializados actualmente para ligação à rede de unidades de microgeração, particularmente do tipo solar fotovoltaico, são controlados para injectarem na rede toda a potência activa que o recurso primário permite produzir, integrando algoritmos de controlo que asseguram a máxima extracção de potência do painel em função das condições de radiação e temperatura, designados na literatura anglo-saxónica por sistemas de Maximum Power Point Tracking (MPPT). Dada a forte correlação e variabilidade da potência injectada pelas unidades do tipo solar fotovoltaico, o aumento da penetração destes sistemas para níveis elevados obrigará à adopção de estratégias de controlo activo da potência injectada para manter as tensões dentro dos valores regulamentares. Assim, o objectivo principal desta dissertação consiste no desenvolvimento de algoritmos de controlo a serem incluídos nos módulos do software de controlo dos conversores electrónicos de potência utilizados para realizar o interface com a rede eléctrica de BT, com o objectivo de assegurar o controlo activo da potência injectada na rede e consequentemente do perfil de tensão local. No entanto, o controlo activo da potência injectada na rede por unidades de microgeração do tipo solar fotovoltaico implica que o excesso de potência disponibilizada pela fonte primária seja acomodado localmente, pelo que as funcionalidades de controlo desenvolvidas envolvem a alteração do ponto de funcionamento e consequente modificação do algoritmo de MPPT bem como a utilização de soluções de armazenamento de energia nos períodos em que a potência gerada é superior à potência a injectar na rede de modo a evitar problemas de tensão elevada. A energia armazenada será posteriormente injectada na rede quando o perfil de tensão o permitir. A implementação de funcionalidades de controlo activo da potência injectada e da interacção destas funcionalidades com o seguidor de potência máxima apresenta consequências benéficas ao nível da eficiência, segurança de operação e qualidade de serviço das redes de BT, permitindo um aumento imediato da integração de microgeração. Para o desenvolvimento destas funcionalidades de controlo foi implementado um modelo de um sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico em ambiente Matlab /Simulink. Numa primeira fase, não foram consideradas as funcionalidades de controlo de modo a estudar o seu comportamento em regime dinâmico quando inserido numa rede de distribuição de BT com o objectivo de avaliar o impacto nos perfis de tensão da rede. Numa fase posterior, foram implementadas as estratégias de controlo desenvolvidas e avaliado o seu desempenho ao nível do controlo da tensão local através do controlo da potência activa injectada na rede. Assim, os principais objectivos da dissertação são: I. Analisar os modelos que representam o comportamento em regime dinâmico dos sistemas de microgeração do tipo fotovoltaico; II. Desenvolver um algoritmo que permita controlar a potência activa injectada na rede por um sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico. O algoritmo consiste na alteração do ponto de funcionamento do sistema, relativamente ao ponto correspondente à extracção da potência máxima;

26 6 Introdução III. Desenvolver funcionalidades de controlo que permitam acomodar localmente o excesso de potência activa produzida, que não pode ser injectada na rede eléctrica, recorrendo a sistemas de armazenamento, como baterias; IV. Avaliar o desempenho e eficácia das soluções de controlo propostas através da realização de testes utilizando uma plataforma de simulação dinâmica. A plataforma de simulação dinâmica consiste numa rede de BT, implementada em Matlab /Simulink e considerada como um sistema trifásico com neutro, integrando modelos que descrevem o comportamento em regime dinâmico das unidades de microgeração do tipo solar fotovoltaico consideradas como sistemas monofásicos. A rede de BT permite a ligação de cargas e unidades de microgeração em cada uma das diferentes fases e o neutro Estrutura da dissertação A dissertação é constituída por seis capítulos e um anexo. Este primeiro capítulo é dedicado à contextualização do problema em estudo e apresenta os principais objectivos desta dissertação. O capítulo 2 faz uma descrição do sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico, nomeadamente segundo a sua classificação e seus componentes constituintes, como módulos fotovoltaicos, inversor e baterias que no âmbito desta dissertação são utilizados para acomodar localmente a diferença entre a potência gerada e a potência injectada na rede. Ainda neste segundo capítulo, explora-se o conceito de micro-rede, em resposta a um dos principais desafios impulsionadores da visão das redes inteligentes, ou seja, da necessidade de aumentar a capacidade de integração de microprodução nas redes de baixa tensão. No capítulo 3 são apresentados os conceitos e os modelos de um sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico e da rede de distribuição de BT. Os modelos matemáticos permitem representar de forma adequada o comportamento dos sistemas de microgeração do tipo solar fotovoltaico com impacto na rede de BT. Ainda neste capítulo, procede-se ao desenvolvimento de uma plataforma de simulação dinâmica que permita simular as funcionalidades de controlo arquitectadas no capítulo seguinte. As funcionalidades de controlo da potência activa por unidades de microgeração do tipo solar fotovoltaico, em função da tensão no ponto de ligação do inversor são exibidas no capítulo 4, sendo apresentada a descrição e implementação em ambiente Matlab /Simulink das funcionalidades desenvolvidas. O capítulo 5 contempla a avaliação do desempenho das funcionalidades de controlo desenvolvidas no capítulo anterior, utilizando a plataforma de simulação dinâmica. O capítulo 6 refere as principais conclusões obtidas no decurso do trabalho, assim como eventuais possibilidades para trabalhos futuros. Por último, no anexo A são apresentados os parâmetros eléctricos do sistema de teste utilizado nesta dissertação. 6

27 Capítulo 2 Sistema de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e as Micro-redes No capítulo anterior foi apresentada a alteração de paradigma do sector eléctrico em resultado na integração de PD na rede de distribuição. Foi também discutido o problema das tensões elevadas em resultado do aumento do nível de integração de sistemas de microgeração do tipo solar fotovoltaico, passíveis de ocorrer em períodos onde o diagrama de carga e produção de energia não são coincidentes. O valor da subida de tensão está dependente da potência gerada e da localização da unidade de microgeração. Por outro lado, a intermitência do recurso primário, a radiação solar, tem um impacto significativo nos perfis de tensão. A tendência dos últimos anos, com a ligação da PD à rede de uma forma passiva, isto é, sem oferecer qualquer serviço à rede eléctrica além da geração não controlada de energia eléctrica, cria sérios problemas e consideráveis limites à capacidade de PD que pode ser integrada no SEE. O conceito de Micro-Rede (MR) desenvolvido no âmbito do projecto Europeu MICROGRIDS [13] representa uma parte fundamental na visão Smart Grids e visa a integração em larga escala de sistemas de microgeração nas redes de BT através de estratégias de gestão e controlo apropriadas que asseguram uma coordenação eficiente de todos os elementos activos envolvidos. Este capítulo tem o objectivo principal de apresentar as características de um sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico, segundo a sua classificação e seus componentes constituintes, como módulos fotovoltaicos, inversor e baterias. Por último, não menos importante, apresenta-se a visão Smart Grids, que explora o conceito de MR Sistemas fotovoltaicos A energia gerada pelo sol é inesgotável no tempo e é, sem dúvida, uma alternativa energética extremamente promissora para a Humanidade. 7

28 8 Sistema de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e as Micro-redes Na figura 2.1 apresenta-se o recurso solar nos diversos países europeus, calculado para superfícies com a orientação óptima, de forma a captarem o máximo de radiação solar anualmente. Figura 2.1 Potencial de energia solar fotovoltaica nos países europeus [14]. Verifica-se que no caso da Europa, Portugal é um dos países europeus que apresenta melhores condições de radiação solar e, portanto, um maior potencial para produção de energia eléctrica em aproveitamento de energia solar. No entanto, a grande desvantagem reside nos baixos níveis de rendimento de conversão, sendo necessárias superfícies de tamanho considerável para os aproveitamentos de energia solar, em particular para os painéis solares fotovoltaicos. No caso de Portugal, os máximos anuais de captação da radiação solar para sistemas fixos, conseguem-se orientando os módulos fotovoltaicos a Sul e fazendo um ângulo com a horizontal de cerca de 33º [15]. Espera-se que no futuro o preço dos painéis fotovoltaicos diminua e a sua eficiência aumente, levando a que os sistemas fotovoltaicos se apresentem como uma fonte de energia promissora para a humanidade. A energia fotovoltaica é atractiva como fonte de energia renovável para sistemas de geração distribuída, devido à sua silenciosa operação, instalação simples e com possibilidade de instalação em meios residenciais Classificação dos sistemas solares fotovoltaicos A energia solar pode ser convertida em energia útil segundo duas tecnologias: fotovoltaica e térmica. Os sistemas de microgeração de conversão da energia solar em energia eléctrica podem ser divididos em sistemas isolados e sistemas para ligação à rede eléctrica, tal como apresentado na figura

29 Classificação dos sistemas solares fotovoltaicos 9 Energia Solar Fotovoltaica Térmica Ligação à rede Isolada Figura 2.2 Aproveitamento da energia solar. Os sistemas isolados são estabelecidos de forma a operar de forma independente da rede eléctrica, podendo fornecer parte ou o total da energia eléctrica produzida a cargas alimentadas em Corrente Contínua (CC) ou em Corrente Alternada (CA), sendo neste último caso necessário o uso de um inversor. As principais aplicações dos sistemas fotovoltaicos isolados são: bombeamento de água, uso doméstico, iluminação pública, veículos eléctricos, aplicações militares e espaciais. Os sistemas isolados são largamente utilizados em aplicações remotas e de difícil acesso à rede eléctrica. Nos sistemas isolados com armazenamento, as baterias armazenam a energia produzida, podendo fornecê-la durante a noite ou em períodos de céu nublado, onde a produção de energia pelos painéis não satisfaz a exigência energética das cargas. Neste tipo de sistema é utilizado um regulador de carga localizado entre as baterias e o painel fotovoltaico com os seguintes objectivos: Proteger as baterias contra sobrecargas produzidas pelos módulos fotovoltaicos; Evitar que as baterias descarreguem acentuadamente devido a consumos excessivos; Ajustar a corrente de carga das baterias, garantindo que a sua energia é armazenada com a maior eficácia possível. Os sistemas ligados à rede são projectados para injectar na rede toda a energia que o recurso primário permitee produzir, sendo normalmente composto por cinco componentes principais [16]: Um painel solar fotovoltaico que converte a energia solar em energia eléctrica em CC; Um conversor CC-CC que eleva o nível da tensão CC à saídaa do painel para um nível adequado de tensão no barramento CC do inversor; Um inversor responsável por realizar a conversão de corrente contínua para corrente alternada com um nível de tensão e frequência compatíveis com a rede de BT;

30 10 Sistema de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e as Micro-redes Controladores digitais que asseguram o controlo da operação dos conversores electrónicos de potência envolvendo o algoritmo de MPPT que assegura a extracção máxima de potência do sistema; Um filtro AC que filtra os harmónicos da tensão/corrente gerados pelo inversor. A figura 2.3 ilustra o diagrama de um sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico ligado à rede de distribuição de BT. Figura 2.3 Diagrama de blocos de um sistema de microgeração fotovoltaico [16]. No sistema representado na figura 2.3 tem-se que a potência produzida é na sua totalidade entregue à rede eléctrica pública. De referir que no âmbito desta dissertação apenas são considerados os sistemas ligados à rede, pelo que na secção seguinte são apresentados os seus principais componentes Principais componentes dos sistemas fotovoltaicos ligados à rede A conversão da luz em energia eléctrica é realizada pela célula fotovoltaica através do efeito fotovoltaico [15]. No entanto, a célula apresenta uma potência manifestamente insuficiente para a larga maioria das aplicações [17]. Por este motivo, as células são ligadas em série e paralelo constituindo o módulo fotovoltaico. A energia gerada por uma célula fotovoltaica é produzida em CC, devendo ser convertida em CA para ser possível a sua injecção na rede. Nas secções seguintes é apresentada uma descrição mais detalhada de cada um dos componentes envolvidos num sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico ligado à rede a - Célula, módulo e gerador fotovoltaico A célula é uma unidade fundamental de um sistema solar fotovoltaico, sendo responsável pela conversão directa da radiação solar incidente em electricidade através do efeito 10

31 Célula, módulo e gerador fotovoltaico 11 fotovoltaico. A célula solar é feita de um material semicondutor, normalmente de silício, por este material ser relativamente barato e seguro, e representaram, em 2007, cerca de 89.4 % do mercado mundial [15]. Uma célula solar, através do processo dopagem do silício, é constituída por uma camada fina do tipo N (silício dopado com fósforo) e outra camada de maior espessura do tipo P (silício dopado com boro), com características eléctricas negativa e positiva respectivamente [17]. Na figura 2.4 pode-se ver a constituição interna de uma célula fotovoltaica. Os contactos frontais constituem os terminais negativos, e os contactos traseiros constituem os terminais positivos. Figura 2.4 Constituição interna de uma célula fotovoltaica típica [17]. Os raios solares são constituídos por partículas energéticas, denominadas fotões. Com a incidência de luz na célula, os fotões são absorvidos e a sua energia utilizada para libertar electrões para condução. Devido ao campo eléctrico, resultante da junção P-N, os electrões fluem da camada P para a camada N. Através de um condutor externo, a camada negativa é ligada à camada positiva gerando assim uma corrente eléctrica (fluxo de electrões) [18]. A potência máxima produzida por uma célula é inferior a 2 W, valor insuficiente para a maioria das aplicações [17]. Neste sentido, as células são agrupadas em série e em paralelo formando módulos. Um módulo fotovoltaico típico consiste em 36 ou 72 células encapsuladas numa estrutura [19]. A razão entre a corrente do módulo e a corrente da célula, é dada pelo número de células ligadas em paralelo, e a razão entre a tensão do módulo e a tensão da célula corresponde ao número de células ligadas em série [17]. Figura 2.5 Célula, módulo e painel fotovoltaico.

32 12 Sistema de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e as Micro-redes Os módulos também são agrupados em série e paralelo para obter uma maior potência, formando o painel ou gerador fotovoltaico. Os módulos fotovoltaicos têm um comportamento eléctrico que deve ser analisado cuidadosamente, principalmente porque a energia gerada é influenciada por variáveis como [20]: Radiação solar; Temperatura da célula fotovoltaica; Distribuição espectral da radiação; Tipo de tecnologia empregada na fabricação das células que compõem o módulo fotovoltaico. Na secção 3.1.2, será alvo de estudo a variação das características eléctricas do módulo fotovoltaico, em resultado de variações da radiação solar e temperatura incidentes b - Inversor Os inversores são conversores electrónicos de potência, que permitem transformar a energia eléctrica em corrente contínua, produzida pelo gerador fotovoltaico, em energia eléctrica em corrente alternada, de modo a permitir a entrega da energia produzida na rede eléctrica pública, nos sistemas solares fotovoltaicos ligados à rede [15]. Neste tipo de sistemas solares, o inversor funciona como o interface entre o painel e a rede, tal como apresentado na figura 2.6, envolvendo portanto o conversor CC/CA e o conversor CC/CC juntamente com o sistema de extracção máxima de potência ou sistemas de MPPT. O sistema de MPPT é responsável por ajustar a tensão de entrada do conversor CC/CC em função das condições de radiação e temperatura verificadas no painel através do controlo do conversor CC/CC. Figura 2.6 Tipologia de um sistema de conversão de energia fotovoltaico. Os sistemas fotovoltaicos com uma potência instalada até 5 kw utilizam geralmente conversores CC/CA monofásicos que, na Europa, efectuam a conversão de energia de CC para CA utilizando a tensão e frequência nominais da rede pública de BT, respectivamente 230 V e 50 Hz. O inversor ou sistema condicionador de potência é a chave para o sucesso da operação do sistema, mas também é um hardware complexo. 12

33 Baterias c - Baterias Nos sistemas ligados à rede, a energia é entregue na sua totalidade à rede eléctrica, dispensando o uso de baterias. No entanto, no âmbito desta dissertação é considerada a possibilidade da utilização de baterias de modo a armazenar a potência activa que não pode ser injectada na rede de modo a evitar problemas de tensão elevada, tal como referido anteriormente. Ficando o sistema a funcionar sempre no seu ponto de potência máxima, constitui uma vantagem importante e a salientar. Uma bateria consiste em uma ou mais células ligadas em série ou paralelo, ou ambos, dependendo da capacidade de saída desejada em termos de tensão e corrente desejada [21]. Como se apresenta na figura 2.7, os três principais componentes de uma bateria são o ânodo (eléctrodo negativo), cátodo (eléctrodo positivo) e o electrólito (meio de transferência de electrões) [21]. No circuito externo à bateria, a corrente eléctrica é proveniente da circulação dos electrões. Já no seu interior, a corrente resulta da circulação de iões de um eléctrodo para o outro. Figura 2.7 Bateria e seus principais elementos constituintes. As baterias transformam energia eléctrica em energia química durante a carga, e energia química em energia eléctrica durante a descarga. As reacções químicas de oxidação-redução que se processam no seu interior são responsáveis pelo armazenamento ou fornecimento de energia eléctrica. Nos sistemas isolados é essencial a utilização de um sistema de armazenamento de energia. Nesta caso, a energia produzida é utilizada para carregar as baterias enquanto estas não se encontrarem completamente carregadas, seguindo um processo cíclico, isto é, recarregam durante o dia e descarregam durante a noite. As baterias mais utilizadas são as baterias de chumbo-ácido (figura 2.8) devido ao seu baixo custo, à operação livre de manutenção e às características de alta eficiência [22]. Possuem um eléctrodo negativo de chumbo e um eléctrodo positivo de peróxido de chumbo, imersos numa solução de ácido sulfúrico em água. Na descarga, ocorre uma transformação de energia química em energia eléctrica, o eléctrodo de chumbo vai sendo consumido, e transformado em sulfato de chumbo e água: + +, (2.1)

34 14 Sistema de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e as Micro-redes Figura 2.8 Esquema de um acumulador de chumbo [23]. As baterias são essencialmente caracterizadas por dois parâmetros: Capacidade da bateria; Tensão nominal. A tensão nominal está dependente do número de células e, por exemplo, é necessário 14 V para carregar uma bateria de 12 V. A capacidade da bateria, pode-se definir como a quantidade de energia que esta é capaz de armazenar ou também como a quantidade de energia que esta é capaz de fornecer quando está completamente carregada. A capacidade das baterias é medida em Ampére-hora (Ah). Na figura 2.9 apresenta-se a curva de descarga da bateria para diferentes valores de corrente. É perceptível que quanto maior a corrente de descarga, menor será o tempo que a bateria demora a descarregar. Durante o processo de descarga da bateria, a tensão aos seus terminais vai diminuindo. Figura 2.9 Curvas de descarga das baterias Freedom para diferentes valores de corrente [24]. 14

35 Micro-rede Micro-rede Tal como referido anteriormente, a visão Smart Grids possibilita a integração de grandes quantidades de microgeração nas redes de BT através de estratégias de controlo activo da potência injectada em conjunto com a utilização de sistemas de armazenamento. Em resposta a este desafio, as redes inteligentes de energia exploram o conceito de MR, como uma peça fundamental no desenvolvimento das futuras redes de distribuição de BT. O conceito de MR, definido como uma rede de distribuição em BT de pequena dimensão, engloba sistemas de microgeração muito próximos das cargas, como sistemas eólicos e solar fotovoltaicos, pilhas de combustíveis, microturbinas a gás, além dos sistemas de armazenamento de energia que podem incluir baterias de acumuladores, supercondensadores e volantes de inércia, designados na literatura anglo-saxónica como flywheels [7]. Os sistemas de produção combinada de calor e electricidade (combined heat and power), equipados com microturbinas a gás, e associados a caldeiras utilizadas para o aquecimento de águas sanitárias ou ambiente, constituem uma tecnologia promissora a integrar na MR. Geralmente, não se encontram unidades síncronas totalmente controláveis numa MR, responsáveis pelo controlo de tensão e frequência num SEE convencional (balanço entre a carga e a produção) [9]. Tal implica a utilização de sistemas de armazenamento de energia e a adopção de conceitos também inovadores para as estratégias de controlo a adoptar, com particular incidência no controlo dos conversores de electrónica de potência utilizados como interface entre as unidades de microgeração, incluindo os sistemas de armazenamento, e a rede [25] Arquitectura de controlo Uma MR pode funcionar em dois modos de operação distintos [9]: Modo normal a MR encontra-se ligada à rede de MT, sendo alimentada ou injectando alguma quantidade de energia no sistema principal de energia; Modo emergência a MR opera de forma autónoma, numa forma semelhante às ilhas, quando a desconexão da rede de MT a montante ocorre. Além dos sistemas de microgeração e de armazenamento, deve existir um sistema de controlo hierárquico suportado por um sistema de comunicações, para assegurar o funcionamento coordenado de todos os elementos activos que em conjunto com a infraestrutura de rede constituem a MR, tal como apresentado na figura 2.10.

36 16 Sistema de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e as Micro-redes Figura 2.10 Arquitectura da Micro-rede [21]. A MR é controlada e gerida centralmente pelo controlador central de micro-rede, designado na literatura anglo-saxónica por MicroGrid Central Controller (MGCC), localizado no lado de BT do transformador de distribuição MT/BT (figura 2.10) [9]. O MGCC integra diversas funcionalidades destinadas à optimização da operação da MR e assume ainda as funções de sistema de controlo secundário de frequência no caso da exploração da MR em rede isolada. O MGCC comunica com os controladores locais situados num nível hierárquico de controlo mais baixo. Neste segundo nível de controlo hierárquico, as cargas e as unidades de microgeração dispõem de controladores locais, designados na literatura anglo-saxónica por Load Controller (LC) e Microsource Controller (MC), respectivamente. O MC pode ser integrado no interface de electrónica de potência da micro-fonte, e utiliza informação local e exigências do MGCC para controlar o microgerador tendo em conta as condições de operação do sistema. Um adequado funcionamento e controlo de todo o sistema exige comunicação e interacção entre os referidos níveis de controlo hierárquicos [21]: O LC e MC, como interfaces para controlar as cargas utilizando o conceito de interruptibilidade e os níveis de produção de potência activa e reactiva das micro-fontes; O MGCC, como um controlador central responsável por uma adequada gestão técnica e económica da MR de acordo com critérios pré-definidos, providenciando set-points para o MC e LC. Além disso, o MGCC pode também comunicar com o Distribution Management System (DMS), contribuindo para o melhoramento da operação da rede de distribuição de MT. Em [26] é proposto um algoritmo a ser instalado ao nível do DMS, com o objectivo de controlar as tensões nas redes de distribuição MT/BT, caracterizadas pela integração em larga escala de PD ao nível da rede de distribuição de MT e de microgeração ao nível da rede de distribuição de BT. A implementação deste conceito inovador, a MR, exige o desenvolvimento de alguns tópicos com o objectivo de aproveitar todas as suas capacidades, como [27]: 16

37 Projecto InovGrid 17 Modelização do comportamento das micro-fontes; Análise do impacto da inserção destes sistemas nas redes de BT; Questões relacionadas com qualidade de onda e fiabilidade; Coordenação de protecções; Comunicação. O aumento da capacidade de integração de microgeração a partir de fontes de energia renovável com carácter intermitente, como é o caso da energia solar e eólica, constitui um dos principais desafios impulsionadores da visão das redes inteligentes, internacionalmente aceite para as Smart Grids. A estratégia a seguir para atingir este desafio principal passa pelo desenvolvimento de funcionalidades de controlo inovadoras e a sua integração nos inversores de ligação à rede das unidades de microgeração do tipo fotovoltaico, permitindo-lhes suportar duas filosofias de controlo distintas mas complementares: Controlo hierarquizado/centralizado os inversores devem responder a ordens de comando (set-points de potência activa e de tensão) enviados por um controlador central; Controlo descentralizado o controlo da potência activa a injectar na rede é realizado de forma autónoma pelos inversores em função do valor da tensão medida no ponto de ligação do inversor à rede. A capacidade dos inversores suportarem uma filosofia de controlo centralizado/hierarquizado permite que estes possam vir a ser integrados nas redes inteligentes do futuro. O controlo autónomo da potência injectada pode ser explorado como forma de inteligência local em complemento ao sistema de gestão e controlo baseado numa filosofia centralizada/hierarquizada Projecto InovGrid Em Portugal, a visão de futuro das redes inteligentes é materializada através do projecto InovGrid, promovido pela EDP em parceria com o InescPorto, Efacec, Janz e Lógica, enquadrado na mudança do paradigma no sector energético a nível mundial. O projecto baseia-se numa filosofia de controlo coordenado e dota a rede eléctrica de informação e equipamentos inteligentes capazes de automatizar a gestão da energia. O InovGrid antecipa a inevitável revolução tecnológica das redes eléctricas inteligentes com benefícios para todos [28]: Operador da rede de distribuição o InovGrid permitirá reduzir os custos de manutenção da rede e reduzir as perdas técnicas e comerciais (furto de energia da rede pública);

38 18 Sistema de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e as Micro-redes Consumidor/produtor tem a possibilidade de produção de energia (microgeração); mais eficiência energética e acesso a novos serviços e formas de tarifação; Regulador aumento da concorrência; mais fiabilidade e qualidade do fornecimento de energia; Comercializadores lançamento de novos serviços e planos de preços inovadores; mais capacidade de gerir a relação com os clientes; Economia redução das emissões de CO 2 e ganhos de eficiência energética; melhor aproveitamento das energias renováveis e redução da dependência de recursos fósseis; InovGrid pode ser um projecto industrial gerador de emprego e exportador de tecnologia. O projecto baseia-se numa arquitectura de controlo hierarquizada semelhante à arquitectura de controlo da MR e visa o desenvolvimento dos seguintes equipamentos: Energy Box equipamentos de contagem, monitorização e gestão da energia, instalados junto dos clientes de BT; Distribution Transformer Controllers equipamentos de automação e monitorização, instalados nos postos de transformação. Assim, as mudanças determinadas pelo projecto InovGrid vão obrigar a uma intervenção na rede de distribuição, para a dotar de capacidades de telegestão de energia, integração da microgeração e, principalmente, mecanismos de inteligência que estabelecerão uma nova forma de gestão e controlo da rede, em linha com o conceito de Smart Grids [29]. Tendo em vista uma arquitectura de controlo hierarquizado/centralizado para as redes de BT do futuro, tal como previsto no projecto InovGrid, deverão ser desenvolvidas funcionalidades de controlo que permitem ao inversor ajustar a sua potência activa a injectar na rede em resposta a ordens de comando enviados por uma unidade de controlo central Conclusões Neste capítulo descreveu-se a tecnologia de microgeração fotovoltaica, referindo nomeadamente os seus componentes constituintes. Integrando grandes quantidades de unidades de microgeração, que ganharam grande dinâmica com o DL 363/2007, poderão advir problemas ao nível do controlo dos perfis de tensão, resultando em problemas de tensão elevada, tal como referido anteriormente. A visão Smart Grids explora o conceito de MR que serviu de base ao desenvolvimento de estratégias de controlo que permitem uma eficiente integração das unidades de microgeração nas redes de BT. De modo a dar resposta ao desafio do controlo do nível de tensão em redes de BT com elevada concentração de microprodutores, pretende-se com esta dissertação desenvolver funcionalidades de controlo activo da potência injectada. As estratégias referidas são apresentadas no capítulo 4. Em Portugal, o projecto InovGrid visa, para além da telecontagem e gestão energética, a promoção do aumento da eficiência e qualidade de serviço e o aumento da capacidade de 18

39 Conclusões 19 integração de microgeração através de uma gestão activa dos equipamentos e da própria rede [7]. No capítulo seguinte apresentam-se os conceitos e modelos que caracterizam o sistema visado no presente trabalho, o sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico, além da rede de distribuição de BT.

40 20 Sistema de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e as Micro-redes 20

41 Capítulo 3 Conceitos e Modelos de Sistemas de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e Rede de Distribuição de Baixa Tensão Nesta dissertação, os sistemas de microgeração fotovoltaicos são modelizados em regime dinâmico em ambiente Matlab /Simulink e inseridos numa plataforma de simulação, capaz de simular a operação dinâmica da rede de BT e do sistema de microgeração, de forma a avaliar o impacto destas mesmas unidades na rede de BT bem como a eficácia e o desempenho das soluções de controlo implementadas. Em relação à rede de BT, são apresentados os modelos das canalizações, cargas e rede a montante. Já para o sistema de microgeração são abordados os seus vários elementos constituintes, como o modelo do módulo fotovoltaico e as funções de controlo implementadas pelo interface com a rede baseado em conversores electrónicos de potência, incluindo o algoritmo de MPPT. Também nesta secção é apresentada uma breve descrição da estratégia de controlo da tensão nodal em função da potência activa injectada na rede de BT, no caso da utilização de sistema de armazenamento, e sua implementação na plataforma de simulação utilizada Caracterização e modelização de um sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico A modelização adequada de um sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico é o primeiro passo necessário para avaliar a sua interacção dinâmica com a rede de BT e o desempenho das funcionalidades de controlo desenvolvidas no âmbito desta dissertação. O modelo de um sistema fotovoltaico envolve os modelos constituintes como o painel fotovoltaico, o sistema de conversão, as baterias e a ligação entre eles, pelo que nas secções seguintes é apresentada a descrição do modelo matemático de cada um dos componentes de forma individual. O módulo fotovoltaico pode ser modelizado como uma fonte de corrente. Nesta secção apresentam-se os passos que permitem obter a corrente gerada pelo módulo. 21

42 22 Conceitos e Modelos de Sistemas de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e Rede de Distribuição de Baixa Tensão Ao analisar o comportamento dinâmico de uma rede de BT integrando sistemas de microgeração do tipo solar fotovoltaico, os inversores são modelizados com base apenas nas suas funções de controlo, pelo que os fenómenos de comutação, harmónicos e perdas do inversor são ignorados [21] Modelo matemático do painel fotovoltaico Um painel fotovoltaico, envolvendo um conjunto de módulos, funciona como uma fonte de corrente, corrente esta que é injectada na rede através do interface baseado em conversores electrónicos de potência, tal como referido anteriormente. Por sua vez, um módulo envolve um conjunto de células fotovoltaicas, sendo o modelo do módulo baseado no modelo da célula. Para um módulo, constituído por um conjunto de células fotovoltaicas, a modelização de cada célula seria ineficiente [30]. Assim, nesta dissertação, seguindo a abordagem proposta em [17], a célula é representada por um modelo simplificado modelo matemático de Um Díodo e Três Parâmetros - apesar de não ser uma representação rigorosa da célula fotovoltaica. O modelo simplificado caracteriza o comportamento de uma única célula fotovoltaica, considerando o módulo como uma célula fotovoltaica equivalente a - Parâmetros do módulo fotovoltaico Os valores (tensão em circuito-aberto) e (corrente de curto-circuito) são característicos do módulo, sendo dados fornecidos pelo fabricante para as condições de referência, além dos valores de e. A capacidade de um módulo fotovoltaico é dada pela potência de pico (Wp), nas mesmas condições. As condições de referência (Standard Test Conditions - STC), representadas neste trabalho pelo índice superior R, são: Temperatura = 25 =298,16 ; Radiação incidente =1000 /. A eficiência do módulo fotovoltaico η é a relação entre a potência máxima e a potência da radiação incidente, dada pelo produto entre a área do módulo e a radiação solar incidente por unidade de superfície. η=, (3.1) Nas tabelas 3.1 e 3.2 apresentam-se algumas das características eléctricas e mecânicas do módulo BP 4175T nas condições STC, módulo este considerado nesta dissertação: 22

43 Circuito equivalente de uma célula fotovoltaica 23 Tabela 3.1 Características eléctricas do módulo fotovoltaico BP 4175T [31]. Características eléctricas Unidade Valor P Wp 175 I A 4,94 V V 35,4 I A 5,45 V V 43,6 Eficiência % 14 Tensão nominal V 24 NOCT % 47 Tabela 3.2 Características mecânicas do módulo fotovoltaico BP 4175T [31]. Características mecânicas Número de células em série 72 Número de células em paralelo 1 Tecnologia Monocristalino b - Circuito equivalente de uma célula fotovoltaica Na literatura pode-se encontrar diversos modelos que representem uma célula fotovoltaica. O modelo matemático mais simples de uma célula é o modelo matemático de Um Díodo e Três Parâmetros [17], e pode ser representado através do circuito eléctrico equivalente da figura 3.1. A fonte de corrente representa a foto-corrente gerada pelo efeito fotovoltaico. A junção P-N está representada por um díodo atravessado por uma corrente unidireccional, semelhante à corrente de um díodo directamente polarizado. Figura 3.1 Circuito eléctrico equivalente de uma célula. 3.2: Do circuito da figura 3.1 tem-se que a corrente gerada pela célula é dada pela equação =, (3.2)

44 24 Conceitos e Modelos de Sistemas de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e Rede de Distribuição de Baixa Tensão A corrente que se fecha através do díodo de junção P-N é dada pela equação 3.3: = 1 = 1, (3.3) Em que: Corrente inversa de saturação do díodo (A); Tensão aos terminais da célula (V); Factor de idealidade do díodo; Potencial térmico (V): = / onde é a constante de Boltzmann =1,38 10 /, a temperatura da célula em Kelvin 0 = 273,16, e a carga do electrão =1,6 10. Paras as condições de referência: =25,7. O factor de idealidade do díodo, descrito na equação 3.4, pode ser calculado recorrendo apenas aos parâmetros característicos do módulo fornecidos pelo fabricante e apresentados nas tabelas 3.1 e 3.2: =, (3.4). Nas condições de referência, a corrente de saturação do díodo é dada pela equação 3.5: =, (3.5) c - Curva Característica da célula fotovoltaica A característica eléctrica de uma célula fotovoltaica é geralmente representada pela curva corrente-tensão (I-V). Esta curva representa o comportamento da corrente que atravessa a célula em função da tensão aos seus terminais, para condições préestabelecidas de temperatura e radiação solar. A curva característica potência-tensão (P-V) do módulo pode ser determinada pela simples equação =. As células solares encontram-se maioritariamente ligadas em série até atingir os níveis de tensão pretendidos. A curva característica de um módulo fotovoltaico é semelhante à de uma célula fotovoltaica e encontra-se apresentada na figura

45 Curva Característica da célula fotovoltaica 25 Figura 3.2 Característica típica I-V e P-V de uma célula solar. Analisando a curva I-V da figura 3.2 verifica-se que no canto superior esquerdo tem-se uma tensão nula para uma corrente de curto-circuito. No canto inferior direito, a corrente é zero para uma tensão em circuito-aberto. Na mesma figura, a potência é máxima no joelho da curva P-V. A curva característica de um conjunto de módulos fotovoltaicos ligados em série depende dos parâmetros que caracterizam os mesmos módulos, da tensão aos seus terminais, da radiação solar incidente e da temperatura das células [15]. Através da curva característica I-V de uma célula fotovoltaica pode-se obter três parâmetros importantes que caracterizam o dispositivo: Tensão em circuito aberto : tensão aos terminais da célula solar em circuito aberto, tal como apresentado na figura 3.3. Figura 3.3 Condição de circuito aberto. Corrente de curto-circuito : corrente fornecida pela célula solar quando os seus terminais estão ligados entre si, sendo portanto o valor máximo da corrente de carga, tal como apresentado na figura 3.4. A corrente é aproximadamente igual à corrente.

46 26 Conceitos e Modelos de Sistemas de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e Rede de Distribuição de Baixa Tensão Figura 3.4 Condição de curto-circuito. Ponto de potência máxima : ponto para o qual o produto da corrente pela tensão é máximo. Está associado uma corrente e uma tensão. A tensão de circuito aberto e a corrente de curto-circuito são, respectivamente, a tensão e a corrente máximas e possíveis de serem obtidas de uma célula fotovoltaica, mas em ambos os pontos a potência de saída é nula Efeitos de factores meteorológicos nas características eléctricas dos módulos fotovoltaicos O desempenho de um módulo fotovoltaico está directamente condicionado por dois factores meteorológicos: intensidade da radiação solar e temperatura do módulo, sendo a potência produzida alterada em função destes dois factores. Neste sentido, será analisada, como exemplo, a variação da curva característica I-V do módulo fotovoltaico BP 4175T perante diferentes valores de radiação solar e temperatura a - Influência da variação da radiação A intensidade de corrente que atravessa um módulo fotovoltaico é proporcional à radiação solar nele incidente, de acordo com a expressão seguinte: =, (3.6) A figura 3.5 apresenta as curvas características I-V do módulo fotovoltaico em estudo para diferentes valores de radiação, considerando uma temperatura constante. 26

47 Influência da variação da temperatura 27 Figura 3.5 Curvas características I-V do módulo fotovoltaico BP 4175T sujeito a diferentes radições e uma temperatura constante de 25 o C. Pela inspecção da figura 3.5, pode-se concluir que com o aumento da radiação solar: A corrente de curto-circuito varia linearmente; A tensão de circuito aberto sofre apenas uma ligeira alteração, excepto para valores de radiação muito baixos, como acontece numa condição de escuridão, em que a radiação incidente decresce para valores próximos de zero; A potência de saída e a eficiência aumentam b - Influência da variação da temperatura Neste caso, a corrente gerada pelo módulo fotovoltaico apresenta um ligeiro aumento caso ocorra um acréscimo da temperatura da célula fotovoltaica. A tensão da célula é fortemente influenciada pela temperatura, tal como se pode observar na figura 3.6. É nas situações de baixas temperaturas e com vários módulos ligados em série que deve existir um especial cuidado porque podem ocorrer tensões elevadas, superiores ao limite técnico dos dispositivos. No Verão, onde as temperaturas são elevadas, a potência do módulo pode sofrer uma redução de 35 % em relação ao seu valor sob as condições de referência, devendo existir uma adequada ventilação dos módulos de forma a dissipar o excesso de calor.

48 28 Conceitos e Modelos de Sistemas de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e Rede de Distribuição de Baixa Tensão Figura 3.6 Curvas características I-V do módulo fotovoltaico BP 4175T para diferentes temperaturas e uma radiação constante de 1000 W/m 2. No caso de ocorrer um aumento da temperatura, tal como é visível na figura 3.6, no módulo em estudo: A tensão de circuito aberto diminui; A corrente de curto-circuito aumenta ligeiramente; A potência de saída reduz-se. A corrente inversa de saturação é função da temperatura segundo a equação 3.7: = ε, (3.7) Em que: ε - Hiato de silício: ε=1,12 ; - factor de idealidade equivalente: = / em que é o número de células ligadas em série. Para o módulo em estudo: =134,61/72=1,87. A partir das equações 3.2 a 3.7, apresentar-se a equação 3.8 que permite calcular a corrente gerada por um módulo fotovoltaico, em função dos parâmetros fornecidos pelos fabricantes, da queda de tensão aos seus terminais e da temperatura e radiação incidente no módulo. = 1 = ε 1, (3.8) 28

49 Inversor 29 Finalmente, depois de obtida a corrente gerada por um módulo fotovoltaico, a sua multiplicação pelo número de ramos que constituem o painel fotovoltaico, permite obter a corrente gerada por um painel fotovoltaico Inversor As instalações de microprodução são, geralmente, ligadas à rede através de inversores que são controlados como fontes de corrente, injectando toda a potência disponibilizada pela fonte de energia [7], tal como referido anteriormente. O sistema de conversão é considerado como monofásico sendo o esquema de controlo apresentado na figura 3.7. Na literatura podem-se encontrar arquitecturas avançadas de controlo do inversor, mas o modelo seleccionado para este trabalho tem como vantagem a sua simplicidade. Figura 3.7 Sistema de controlo do inversor de um painel solar fotovoltaico. Segundo o sistema de controlo apresentado na figura 3.7, os inversores para ligação à rede de unidades de microgeração do tipo fotovoltaico são controlados como fontes de corrente. As componentes normalizadas da corrente e, respectivamente em fase e em quadratura com a tensão terminal do inversor, são determinadas mediante a utilização de algoritmos de condicionamento de sinal apropriados. A amplitude da componente activa da corrente é utilizada para determinar a potência activa injectada na rede de modo a controlar a tensão no barramento CC, mantendo-a no valor de referência definido, ou seja, a variação da potência produzida no painel solar induz variações de tensão no barramento de CC que são acomodadas pela resposta do controlador PI-1. De forma semelhante, a amplitude da componente reactiva da corrente é utilizada de forma a permitir o controlo da potência reactiva injectada pelo inversor, através da actuação do controlar PI-2, sensível ao erro observado na potência reactiva de saída do inversor relativamente ao valor de referência. Neste caso, o valor de referência é zero, uma vez que se assume que os sistemas fotovoltaicos funcionam com factor de potência unitário [9], [27].

50 30 Conceitos e Modelos de Sistemas de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e Rede de Distribuição de Baixa Tensão Estratégia para controlo da tensão nodal com sistema de armazenamento Tal como referido anteriormente, a estratégia mais simples a adoptar para o controlo de tensão deve basear-se em informação local, isto é, informação obtida no ponto de ligação do sistema de microgeração à rede. Caso se verifique que a tensão na rede, aos terminais do inversor, ultrapassa os valores permitidos, o controlo actuará ao nível do sistema de microgeração solar fotovoltaico, mediante a redução da potência activa injectada na rede. Tendo como objectivo uma redução da potência injectada pelo gerador na rede, e no caso de existir um sistema de armazenamento, deverá actuar um controlo que calcule a máxima potência activa que pode ser injectada na rede, sem violar os perfis de tensão. A restante potência activa é acomodada pelo sistema de armazenamento utilizando baterias, podendo ser injectada na rede posteriormente. A potência máxima a injectar na rede é determinada com base na seguinte expressão [4]: á = µ, (3.9) Onde: á é a potência máxima injectada na rede por cada unidade de microgeração; µ é a potência que efectivamente pode ser injectada na rede por cada unidade de microgeração; é o ganho proporcional do sistema de controlo; é a tensão terminal da unidade de microgeração; é o valor limite de tensão em cada nó da rede (1.1 p.u.). Naturalmente, esta regra de controlo só actuará quando a tensão terminal do sistema fotovoltaico ultrapassar o limite regulamentar, ou seja, quando >. Neste caso, a potência activa a injectar na rede pelo sistema solar fotovoltaico vai sendo reduzida até que o limite máximo da tensão deixe de ser ultrapassado (1.1 p.u.). Quando <, o sistema de controlo não é activado e a potência injectada na rede corresponde à potência máxima gerada pelo sistema de microgeração solar fotovoltaico para as condições de radiação e temperatura verificadas no plano do painel. Trata-se de um sistema de controlo local e autónomo, que consiste em medir a tensão aos terminais do inversor, comparar o valor medido com um valor desejado (sinal de referência ou set-point) e determinar o valor máximo da potência a injectar de modo a regular a tensão aos terminais do inversor para o valor de referência através de um controlador PI, tal como apresentado na figura

51 Algoritmos de MPPT 31 Figura 3.8 Diagrama de blocos das malhas proporcional e integral do controlo local de tensão com sistema de armazenamento. Através da acção de controlo proporcional a saída do controlador PI cresce de forma proporcional ao erro entre o valor medido da tensão e o valor de referência, não sendo possível anular o erro em regime permanente. O objectivo da acção do ganho integral é complementar a acção do ganho proporcional, permitindo anular o erro em regime permanente. A malha de controlo integral irá forçar a redução da potência activa, de modo que a tensão seja limitada ao valor regulamentar de referência Algoritmos de MPPT Tal como referido anteriormente, de modo a procurar aumentar a eficiência dos sistemas solares fotovoltaicos é utilizado um sistema de controlo responsável por assegurar o seu funcionamento no ponto correspondente à máxima extracção de potência, designado na literatura anglo-saxónica por Maximum Power Point (MPP). Geralmente, há apenas um ponto na curva I-V ou P-V, para o qual o sistema fotovoltaico opera com a máxima eficiência produzindo a potência máxima em função das condições de radiação e temperatura verificadas na superfície do painel, tal como se pode observar na figura 3.9 a título ilustrativo para o caso de uma célula fotovoltaica. A localização do MPP não é conhecida, mas pode ser determinada recorrendo a modelos de cálculo ou por algoritmos de pesquisa. A utilização deste tipo de algoritmos permite aumentos da potência gerada de 20 a 30 % [32].

52 32 Conceitos e Modelos de Sistemas de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e Rede de Distribuição de Baixa Tensão Figura 3.9 Curva característica I-V e P-V de uma célula fotovoltaica. A procura do MPP do painel para as condições ambientais determina o sucesso do sistema fotovoltaico. O controlo MPPT é desafiador porque as condições ambientais que determinam a quantidade de energia produzida pelo painel mudam constantemente, e a característica I- V dos painéis solares é fortemente não linear. Diversos métodos MPPT têm sido desenvolvidos e implementados, de tal forma que a escolha do método mais apropriado não é uma tarefa fácil. Os métodos variam em complexidade de implementação, número de parâmetros, número de sensores exigidos, velocidade de convergência e custo [33]. Na literatura pode-se encontrar vários métodos para sistemas de MPPT desenvolvidos nos últimos anos, contudo as técnicas mais utilizadas nos sistemas fotovoltaicos de baixo custo são [33]: Perturbação e Observação; Condutância Incremental; Tensão Constante. Nas secções seguintes é apresentada uma breve descrição destes métodos Perturbação e Observação O método Perturbação e Observação (P&O) é uma técnica largamente utilizada nos sistemas fotovoltaicos comercializados devido à sua fácil implementação. Envolve uma perturbação na tensão de operação do painel fotovoltaico e a verificação da potência daí resultante. Por exemplo, ao incrementar a tensão, poderão ocorrer dois casos: A potência aumenta (figura b) ou a potência diminui (figura d) [37]. Se há um aumento na potência, a próxima perturbação na tensão deve ser no mesmo sentido para chegar ao MPP, mas se há uma diminuição da potência, a perturbação deve ser no sentido contrário. 32

53 Perturbação e Observação 33 Figura 3.10 Possíveis casos para o Método Perturbação e Observação. P&O. Na figura 3.11 apresenta-se o fluxograma do algoritmo de controlo associado à técnica Figura 3.11 Fluxograma da técnica Perturbação e Observação.

54 34 Conceitos e Modelos de Sistemas de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e Rede de Distribuição de Baixa Tensão Tal como se pode observar na figura 3.11, a implementação do algoritmo envolve a definição do intervalo de tensão e corrente, correspondentes à gama de operação do sistema e também a amplitude da perturbação pela qual a tensão de referência é alterada [35]. Em regime estacionário, o ponto de funcionamento do sistema fotovoltaico oscila em torno do MPP, originando uma pequena perda de potência disponível [36]. Algumas soluções vêm sendo propostas para reduzir o número e amplitude das oscilações em torno do MPP em regime estacionário, mas tendem a reduzir a resposta do algoritmo face a mudanças de condições atmosféricas, além de reduzirem a eficiência do algoritmo em dias nublados. A oscilação pode ser minimizada reduzindo o tamanho da perturbação. Se a perturbação for grande a tensão correspondente ao ponto MPP será encontrada de forma mais rápida mas também mais instável. Por outro lado, se a perturbação for pequena, o processo da procura do MPP será lento mas com pequenas oscilações perto do MPP. A solução para este problema seria ter uma perturbação variável que vai diminuindo de tamanho à medida que se aproxima do MPP Condutância Incremental No método Condutância Incremental (CI), o declive da característica P-V é usado para definir a direcção da perturbação. O declive / é zero no ponto MPP, positivo à esquerda do MPP e negativo à direita, tal como apresentado na figura Desta forma, o algoritmo ajusta a tensão do painel fotovoltaico, passo a passo, até / ser próximo de zero, onde é alcançado o MPP. Figura 3.12 Curva da condutância da característica P-V. A derivada da potência em ordem à tensão pode ser escrita como [35]: = = + + = +, (3.10) Sendo, e a potência, tensão e corrente de saída do módulo fotovoltaico respectivamente. Dividindo cada membro da equação 3.10 por tem-se: = +, (3.11) 34

55 Tensão Constante 35 A soma da condutância incremental e instantânea / + / tem o mesmo sinal que o declive porque a tensão é sempre positiva. O objectivo deste algoritmo é encontrar a tensão correspondente ao ponto de operação para o qual a condutância incremental iguala a condutância instantânea. Quando o MPP é encontrado, a operação do painel fotovoltaico é mantida nesse ponto até que uma variação na corrente do módulo seja verificada. Nesse caso, o algoritmo aumenta ou diminui a tensão do módulo fotovoltaico de modo a encontrar o novo MPP. Nesta técnica, à semelhança da técnica P&O, deve ser definido o intervalo de tensão e a amplitude da perturbação. A amplitude da perturbação determina a rapidez com que o MPP é encontrado. Uma convergência rápida pode ser alcançada com uma perturbação grande, mas o sistema não irá operar exactamente no MPP e oscilará perto deste. Este método apresenta uma boa performance para mudanças rápidas das condições atmosféricas [38] Tensão Constante O método da Tensão Constante (TC) é o método mais simples de controlo do sistema de MPPT. O método baseia-se numa relação linear e independente de condições externas como a radiação e temperatura, entre os parâmetros e do módulo fotovoltaico:, (3.12) onde é uma constante de proporcionalidade chamado de factor de tensão e depende das características do painel fotovoltaico utilizado e é geralmente calculado por meios empíricos, encontrando-se no intervalo entre 0,71 a 0,78 [37]. Desde que seja conhecido, pode ser calculado (equação 3.12) com medido periodicamente desligando instantaneamente o conversor de potência, com a desvantagem da perda de potência momentânea. A equação 3.12 é uma aproximação, levando a que o painel fotovoltaico tecnicamente nunca opere no MPP. Esta não é uma verdadeira técnica de MPPT, não levando em consideração os efeitos da variação da temperatura e da radiação, no entanto é um método muito barato e fácil de implementar Escolha do algoritmo de MPPT Tal como referido anteriormente, a escolha da técnica a utilizar numa dada aplicação pode-se tornar uma tarefa complexa, pelo que devem ser analisados vários aspectos a saber: questões da implementação, número de sensores e parâmetros, velocidade de convergência e custo. A implementação do algoritmo afecta a decisão, dependendo se é preferível a utilização de circuitos analógicos ou digitais, sendo que na maioria dos casos a utilização de implementação analógica é mais barata do que a digital. O número de sensores também deve ser estudado. Geralmente, é mais fiável medir tensão do que corrente, e os sensores de corrente são caros e volumosos. Então, a decisão mais comum passa por utilizar métodos que recorrem apenas a um sensor ou que estimam a corrente a partir da tensão.

56 36 Conceitos e Modelos de Sistemas de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e Rede de Distribuição de Baixa Tensão Técnica MPPT Tabela 3.3 Principais características das técnicas de MPPT [37]. Dependente do Painel Fotovoltaico Analógico ou Digital Complexidade de Implementação Parâmetros Medidos P&O Não Ambos Baixa Tensão, Corrente CI Não Digital Média Tensão, Corrente TC Sim Ambos Baixa Tensão Em [38] é feita uma analise de dez diferentes técnicas de MPPT para condições atmosféricas diferentes, baseada na quantidade de energia produzida. Neste estudo, o método de TC é o que apresenta o pior resultado. Por outro lado, os algoritmos P&O e CI apresentam a melhor eficiência das técnicas analisadas. Da literatura [37] verifica-se que não existe uma técnica MPPT que seja óptima em todas as características analisadas. O método CI apresenta a vantagem de ser mais rápido no processo MPPT que o método P&O. No entanto, tem a desvantagem de a saída poder ser instável devido ao uso do algoritmo da derivada. Em sistemas fotovoltaicos utilizados em áreas residenciais, onde o objectivo é minimizar o tempo de retorno do investimento, é essencial que o método encontre o MPP de forma rápida e constante. Os métodos utilizados poderão ser: IC e P&O. Neste trabalho, utiliza-se a técnica P&O na procura do MPP para o painel fotovoltaico. A escolha deve-se principalmente devido à baixa complexidade de implementação do método e aos bons resultados apresentados pelo mesmo. É o método MPPT mais utilizado em sistemas fotovoltaicos devido à sua estrutura simples e reduzido número de parâmetros que é necessário medir [16],[39]. Na secção seguinte são descritos os modelos implementados em ambiente Matlab /Simulink Implementação de uma rede de baixa tensão com microgeração do tipo solar fotovoltaico em ambiente Maltab/Simulink Nas secções 3.1 e 3.2 foram apresentados os princípios de ligação de unidades de microgeração do tipo solar fotovoltaico à rede de BT, e da respectiva estratégia de controlo local de tensão. Nesta secção é apresentada a modelização do sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico em ambiente Matlab /Simulink Sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico Como referido anteriormente, um sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico é composto por um conjunto de componentes. Na figura 3.13 apresenta-se um sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico implementado em ambiente Matlab /Simulink, constituído pelo painel solar e inversor, tendo como entrada as condições meteorológicas de 36

57 Signal Builder 37 temperatura e de radiação. O algoritmo de controlo do sistema de MPPT, responsável por colocar o painel no ponto de funcionamento correspondente à extracção da potência máxima, como referido anteriormente, encontra-se inserido no bloco Painel. Figura 3.13 Sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico em ambiente Matlab /Simulink. Em que: Temperatura temperatura incidente no painel fotovoltaico. Neste trabalho, a temperatura assume um valor constante de 298,16 Kelvin; Radiação radiação incidente no painel fotovoltaico. Utiliza-se o bloco Signal Builder do Simulink / ; Painel simula o gerador fotovoltaico. Engloba o bloco Stateflow Chart, responsável por encontrar o MPP, através do método P&O, descrito na secção 3.3.1; Inversor engloba o modelo do conversor CC/CA e do correspondente barramento CC a - Signal Builder Este bloco fornece um sinal numérico contínuo, tal como apresentado na figura 3.14, de modo a simular a radiação incidente no painel fotovoltaico, necessária para o bloco do Painel calcular a potência produzida. Através da alteração das coordenadas é possível criar um regime de radiação, o qual é fornecido como entrada ao bloco Painel, onde existe um ganho de valor 1000 para que a radiação esteja compreendida no intervalo [0;1000]. Os valores são meramente exemplificativos.

58 38 Conceitos e Modelos de Sistemas de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e Rede de Distribuição de Baixa Tensão Figura 3.14 Signal Builder Radiação solar incidente no painel b - Painel O bloco Painel tem como entradas a temperatura e a radiação, e como saída a potência máxima gerada, no caso de não ser necessário proceder à limitação da potência de saída do sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico. Este bloco engloba o modelo responsável por colocar o painel a funcionar no MPP, ponto este que permite extrair a potência máxima do painel. A técnica MPPT é realizada pelo bloco da figura 3.15 e, tal como referido anteriormente, recorre à técnica P&O cujo diagrama se encontra ilustrado na figura Figura 3.15 Bloco representativo da técnica MPPT. Dentro do bloco Painel pode-se alterar o número de módulos fotovoltaicos em série e paralelo, que constituem o painel fotovoltaico. Neste trabalho de dissertação foi utilizado o painel solar BP 4175T com uma potência nominal de 3,5 kw e 2,1 kw. A tabela 3.4 ilustra os valores máximos da potência e da corrente gerada pelo painel com uma potência nominal de 3,5 kw, constituído por 2 ramos com 10 módulos fotovoltaicos em série em cada ramo, totalizando 20 módulos, para cada valor de radiação incidente no sistema, bem como a tensão aos terminais do painel. 38

59 Inversor e barramento de CC 39 Tabela 3.4 Potência máxima em função da radiação solar incidente. Radiação (W/m 2 ) Corrente (A) 10 7,94 5,96 3,92 2,94 1,96 Tensão MPP (V) Potência painel MPP (W) Na figura 3.16 é apresentado o interior do bloco Painel. No lado esquerdo da figura encontra-se a informação de entrada do sistema (radiação e temperatura incidentes). Do lado superior direito pode ver-se o barramento CC aos terminais do painel representado através do condensador, onde é medida a tensão aos terminais do painel solar. Já no lado inferior direito está o controlo de tensão que consiste num controlador PI que permite manter a tensão no barramento de CC no valor de referência correspondente à saída do sistema de MPPT. Figura 3.16 Interior do bloco Painel c - Inversor e barramento de CC Como referido anteriormente, é necessário um interface baseado em conversores electrónicos de potência (CC/CA) para ligar o sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico à rede. Este inversor ao operar em sincronismo com a rede tem como função converter a potência extraída do painel solar de corrente contínua para corrente alternada, sendo esta, posteriormente, injectada na rede [27]. O barramento de CC e o inversor funcionam de forma coordenada com o objectivo de manter a tensão no barramento de CC num valor de referência. A figura 3.17 ilustra a representação do inversor em Matlab /Simulink.

60 40 Conceitos e Modelos de Sistemas de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e Rede de Distribuição de Baixa Tensão a) b) Figura 3.17 a) Bloco representativo do inversor, b) Interior do bloco inversor. 3.13: Aplicando a lei dos nós, a divisão de correntes no barramento de CC é dada pela equação =, (3.13) onde é a corrente do condensador do barramento de CC, é a corrente produzida pelo painel fotovoltaico e a corrente entregue ao inversor. A implementação da divisão de correntes dada pela equação 3.13 pode ser vista na figura Figura 3.18 Correntes no condensador do barramento CC. Na figura 3.19 apresenta-se o interior do bloco Control utilizado para representar o comportamento em regime dinâmico do inversor. 40