Sistema Híbrido de Produção de Energia para Autoconsumo

FACULDADE DE ENGENHARIA DA UNIVERSIDADE DO PORTO 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 2 de Novembro de 2015 c Nélson Daniel Teixeira Pereira, 2015 ii 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. Procedendose, 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. iii iv 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 consumption 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. v vi 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, disponibilidade 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 projetos, 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 Stallone, 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 acompanhamento que me deram em todo o meu percurso escolar. O vosso acompanhamento 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 vii 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 SistemaHíbridoProposto.............................. 44 3.5 Comparação Com o a Diminuição/Aumento do Número de Painéis em Relação ao NúmerodeTurbinasEólicas ............................ 47 3.6 Comparação Com o a Diminuição/Aumento do Número de Painéis em Relação ao NúmerodeTurbinasEólicas ............................ 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 SistemaEólicoemPSIM.............................. 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-Cycle doConversorElevador......................... 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 xvi LISTA DE FIGURAS 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 xvii xviii LISTA DE TABELAS 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 xix xx ABREVIATURAS Lista de Símbolos λTip Speed Ratio ωVelocidade Angular do Rotor do Gerador (rad/s) δduty-cycle T Período de Comutação fSFrequência de Comutação CpCoeficiente de Betz 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. 1 2Introdução 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.o153/2014, que é o presente DL sobre o autoconsumo; 1.4 Estrutura Este documento está dividido em 6 capítulos. Este primeiro capítulo tem como objetivo demonstrar 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 requisitos 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 funcionamento do sistema, com o objetivo de produzir o máximo de energia, com a irradiação e velocidade 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 energia 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 assentando apenas na melhoria das tecnologias existentes, mas também na necessidade de constantemente cartografar o mapa da UE com dados mais rigorosos sobre o seu potencial fotovoltaico e eólico. 1https://www.iea.org/publications/freepublications/publication/g20-clean-energy-and-energy-efficiencydeployment-and-policy-progress.html 3 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 eficiências 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 células fotovoltaicas mais utilizadas no mercado são aquelas 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 superior, 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 superiores, 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 fotovoltaicas 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 aproximadamente 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 euros 3, 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 imagem 2.8, 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. IDrepresenta 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 equação 2.3: ID=IO×(e V m+VT−1)(2.3) 2www.ifsc.usp.br/ ineo/news/index.php?posid=691 3noticias.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, Vcorresponde ao valor de tensão que se encontra aos terminais da célula, sendo mo fator de idealidade do díodo, caso se calcule mcomo 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 influenciam diretamente no valor da tensão da mesma, como vai ser demonstrado na fórmula 2.4 VT=KT q(2.4) Através da observação da fórmula, percebe-se que Té a temperatura a que se encontra a célula, enquanto que VTé a tensão térmica, Krepresenta a constante de Boltzman (1.38*10-23 J/K) e qé 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 equação 2.6 pela 2.3, obtém-se a equação 2.7: 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 figura 2.9 vão ser implementadas as perdas através das resistências RPeRS. Figura 2.9: Esquema Equivalente Real da Célula Fotovoltaica 2.4 Sistemas de Micro-geração Fotovoltaica 13 As resistências RPeRSestão 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 figura 2.10, 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 IPvai ser igual a zero. Podendo simplificar a fórmula anterior, chegando à expressão 2.9: 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 figura 2.11 representa o modelo em circuito aberto da célula fotovoltaica, podendo dando origem à equação 2.10: I=IL−ID−IP(2.10) Através do modelo do circuito aberto, representado na figura 2.11 consegue-se concluir que Ioc é igual a zero, como a resistência Rp é muito elevada, I p vai ser zero, podendo achar-se a corrente 14 Estado da Arte de curto-circuito através da corrente inversa máxima de saturação do díodo (IO), resultando na esquação 2.11: 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 imgem 2.12 está 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 incidente 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 RPeRS. Com irradiação alta, a resistência Rs pode reduzir a eficiência da célula, caso esta não tenha sido projetada para essas condições. No caso de irradiações baixas, a resistência Rp pode reduzir a potência elétrica gerada, como se pode observar na imagem 2.13. 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 imagem 2.14 [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] AIsc da célula esta diretamente relacionada com a irradiação solar, sendo o seu valor dado através da equação 2.12. 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 W m2, 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 figura 2.15. Com isto, é necessário pelo menos de dois coeficientes que são dados pelo fabricante, sendo eles: •Coeficiente de Variação do Voc com a Temperatura, β; •Coeficiente de Variação da Isc com a Temperatura, α; Os valores dos coeficientes são achados através de outro teste que é feito num ambiente controlado, denominado de Temperatura Nominal de Operação da Célula (Nominal Operating Cell Temperature - NOCT). Estes testes são controlados ao nível das condições de irradiação e temperatura, que normalmente tomam os valores de 800 W m2, para o valor de irradiação, e a temperatura toma valores entre os 40oCe 50oC. Através das formulas 2.13 e2.14 determina-se a variação do Voc e da Isc com temperatura. Voc =Vocstc ×(1+β×(T−25)) (2.13) 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 imagem 2.16. Figura 2.16: Curva de Potência do método P&O [3] No fluxograma, representado na figura 2.17, 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, dI dV , com o objetivo de achar o ponto máximo de potência, que tanto para o P&O e o INC é quando dP dV =0. Este método tem como objetivo encontrar a tensão à qual a condutância é igual à incrementação da condutância, ou seja, dI dV =−I V, exemplificado na imagem 2.18. 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 figura 2.19, 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 conversor 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. Na imagem que vai ser apresentada de seguida temos as estruturas que são mais utilizadas [5]. 26 Estado da Arte 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 imagem 2.27, 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 imagem 2.27, é possível distinguir 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 acentuadas, 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 aerogerador. 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 potência 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 figura 2.28, 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 figura 2.28, 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. 28 Estado da Arte 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, tornase 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 2.5 Sistemas de Micro-geração Eólica 29 configurações conversores estáticos, podendo ter a presença do barramento intermédio entre dois conversores, permitindo o controlo da potência reativa e ativa entre a rede, facilitando também o arranque e a travagem do sistema eólico, já que permite fazer a separação do controlo do sistema mecânico e do sistema elétrico, sendo isto observável no próximo ponto. 2.5.5.3 Geradores Síncronos aplicados em Aerogeradores de Velocidade Variável Os geradores síncronos são muito utilizados em Sistemas de Energia Isolados, fazendo o controlo da energia reativa do sistema. Dentro dos geradores síncronos temos os geradores síncronos de ímanes permanentes (Permanent Magnet Synchronous Generator - PMSG) e o gerador sincrono de rotor bobinado(Electrically Excited Synchronous Generator - EESG), representados nas imagens 2.29 e2.30, respetivamente. Figura 2.29: Gerador Síncrono de Ímanes Permanentes Figura 2.30: Gerador Síncrono de Rotor Bobinado A configurações utilizada na imagem 2.29 e na imagem 2.30 são muito idênticas, estando a única diferença na alimentação do rotor da EESG, que permite fazer um controlo direto do binário do gerador, visto que se pode controlar a excitação do rotor através do conversor AC/DC, que faz a ligação entre a rede e o rotor bobinado, e, por consequente, ter o controlo da velocidade em toda a gama de funcionamento da mesma, melhorando, assim, o seu desempenho. Em ambos os geradores é possível fazer o controlo separado da potência ativa e reativa. No entanto, no PMSG o conversor que fica do lado da turbina é responsável pelo controlo do binário do gerador, 30 Estado da Arte ou seja, para permitir a aceleração ou abrandamento da velocidade da turbina, este deve ter em conta as forças resultantes do binário mecânico e elétrico, para obter o melhor desempenho. Os conversores do lado da rede estão responsáveis por manter a tensão do barramento e ao mesmo tempo do trânsito de potência reativa entre o sistema e a rede, tendo em conta o desfasamento da corrente e a tensão. A desvantagem do EESG perante o PMSG é a necessidade do EESG necessitar de anéis e escovas na sua configuração, para lhe permitir a excitação do rotor bobinado, encarecendo o sistema devido à manutenção do mesmo. Já o PMSG apresenta um custo mais elevado devido à utilização de ímanes permanentes, apesar disto, deve-se ter em conta que este é mais eficiente porque com o uso dos ímanes permanentes são diminuidas as perdas de joule. Isto implica um aumento de rendimento da máquina geradora. Apesar disto deve-se ter em atenção que as sobrecargas do PMSG pode levar à desmagnetização dos ímanes. Também é importante mencionar, que o PMSG não é aplicável a geradores de grande de porte, visto que seria necessário aumentar o tamanho dos ímanes permanentes e o que implicava um aumento do peso e do tamanho do rotor. 2.5.5.4 Geradores Assíncronos Aplicados em Aerogeradores de Velocidade Variável Os geradores assíncronos são muito utilizados nos dias que correm, apresentando algumas vantagens sobres os geradores síncronos. Em relação aos geradores síncronos, estes são caracterizados por serem de baixo custo, robustos e de precisarem de pouca manutenção, apresentando, também, uma resposta dinâmica boa, permitindo-lhe gerar potência a velocidade variável. Estes tanto podem ser utilizados em sistemas de energia isolados como com ligação à rede. Estes apresentam desvantagens a nível do consumo de potência reativa, podendo ser usados bancos de condensadores ou utilizando o controlo de conversores de potência. Sendo de seguida demonstrada a topologia do gerador de indução duplamente alimentado (Doubly Fed Induction Generator - DFIG), representado na imagem 2.31. Figura 2.31: Gerador de Indução Duplamente Alimentado 2.5 Sistemas de Micro-geração Eólica 31 O DFIG apresenta uma configuração no qual os terminais do estator estão conectados diretamente à rede e os terminais do rotor estão ligados aos conversores de eletrónica de potência. Através da imagem 2.31, observa-se que o conversor que se encontra do lado do rotor da máquina é responsável pelo controlo das correntes rotóricas, tendo dois objetivos distintos, no qual o primeiro é controlar a variação da velocidade de rotação do aerogerador, e além deste controlo da potência ativa e reativa entre o aerogerador e a rede. O conversor que se encontra do lado da rede é utilizado para manter a tensão no barramento intermédio, este não é independente do conversor que se encontra do lado do gerador, visto que é este que lhe vai impor a corrente que passa nele. As vantagens deste residem na possibilidade de controlar a potência de saída da máquina, com a variação da velocidade. Além disto, o custos dos conversores são mais baixos em relação aos outros tipos de máquinas, já que parte da potência produzida pela máquina pode ser entregue diretamente à rede através do estator, enquanto que os conversores apenas lidam com cerca de 1/3 da potência do gerador. As desvantagens deste tipo de configuração prende-se no facto de ter de haver a manutenção dos anéis e escovas que são necessários para a excitação do rotor, aumentando o custo do sistema, e devido à própria configuração deste não permitir uma velocidade variável da turbina em toda a sua gama de funcionamento. 2.5.6 Controlos MPPT Aplicados a Aerogeradores de Velocidade Variável Com o uso das turbinas eólicas de velocidade variável, foi necessário arranjar métodos de controlo que conseguissem retirar a máxima potência do vento. Com a utilização da eletrónica de potência é possível fazer a variação da velocidade angular do rotor da turbina para que este se encontre num ponto máximo de potência (Maximum Power Point - MPP). Como tal, foram aparecendo vários algoritmos de pesquisa de pontos máximo de potência (Maximum Power Point Tracking - MPPT), havendo alguns que servem como base para os algoritmos mais sofisticados que se encontram no mercado, sendo eles: o PSF(Power Signal Feedback), o TSR (Tip-Speed Ratio) e o HCS (Hill Climb Search) [13]. 2.5.6.1 Controlo Tip-Speed Ratio (TSR) O controlo TSR tem como objetivo regular a rotação do gerador de maneira a que este encontre o valor de TSR ótimo para a velocidade de vento, com intuito de produzir a potência máxima para esse valor de rotação. Como tal, é necessário que seja medido a velocidade de escoamento não perturbado e a velocidade de rotação da turbina. Além disto é necessário um conhecimento prévio dos valores ótimos de TSR da turbina. Na figura 2.32, está presente um diagrama de blocos, que permite perceber, de uma maneira sucinta, o funcionamento deste tipo de controlo[13]. 2.5.6.2 Controlo Power Signal Feedback (PSF) Para o controlo PSF é necessário, em primeiro lugar, o conhecimento da curva de potência máxima da turbina que vai ser utilizada, podendo estes dados ser obtidos através de simulações ou resultados experimentais. Depois disto, consegue-se para cada velocidade de rotação da turbina 32 Estado da Arte Figura 2.32: Controlo de TSR saber qual o valor de potência ótima para esse ponto. Na figura 2.33 está representado, através de diagramas de blocos, o funcionamento deste tipo de controlo[13]. Figura 2.33: Controlo de PSF 2.5.6.3 Controlo Hill Climb Search (HCS) Este tipo de controlo é conhecido por fazer a procura do ponto ótimo de funcionamento da turbina, sendo este ponto a relação entre potência que o gerador está a produzir e a velocidade de rotação da turbina. A vantagem perante os métodos de controlo falados anteriormente, é que este não necessita de saber nenhuns dados da turbina. Este apenas necessita de saber a rotação a que se encontra a turbina e a potência que está a ser gerada. Muitas vezes vê-se este método referenciado como método de Perturbação e Observação (P&O) porque a partir do controlo é aumentado,através de pequenos passos, a velocidade do rotor do gerador até que é atingido o valor máximo de potência. Sendo achado o valor de potência máximo, o algoritmo faz com que velocidade do rotor oscile nesse valor, aumentando e diminuindo os passos, sucessivamente, permitindo saber se houve alterações da velocidade do vento e como tal achar um novo ponto de potência máxima para essa velocidade. Como nos métodos anteriores, a figura 2.34 demonstra de uma maneira básica o funcionamento deste controlo. 2.6 Topologia de Conversores 33 Figura 2.34: Controlo de HCS 2.6 Topologia de Conversores 2.6.1 Conversores DC/DC Os conversores DC/DC são conhecidos por terem a capacidade de garantir o fornecimento de uma tensão continua controlada, a partir de fontes continuas não reguladas. Para tal, estes utilizam na sua composição elementos ativos, sendo estes os transístores, e os elementos passivos, como são exemplo disso as bobinas, condensadores, diodos e resistências. As tensões continuas, que estes são capazes de manter, normalmente é controlada a partir da modulação de largura de pulsos (PWM). O PWM está relacionado diretamente com a razão cíclica (duty-cycle), estando o duty-cycle responsável pelos variação dos valores de tensão, de maneira a que seja produzida uma tensão continua na saída do conversor. Estes conversores podem ser preparados para trabalhar no modo contínuo ou descontínuo. Isto vai depender da corrente que se encontra na bobina do conversor. No modo contínuo, a bobina nunca descarrega entre as mudanças de ciclos do conversor, enquanto que no modo descontínuo a bobina é descarregada totalmente entre ciclos. Quanto à topologia, estes podem ser divididos entre dois grandes grupos: conversores isolados e não isolados. Dentro dos conversores isolados encontram-se: flyback, forward, push-pull, meia ponte e ponte completa. Nos conversores não isolados temos: o elevador, o abaixador e o bidirecional. De seguida vão ser apresentados alguns dos conversores falados acima. 2.6.1.1 Conversor Abaixador (Step-Down ou Buck) O conversor abaixador, representado na imagem 2.35, é conhecido por permitir ter uma tensão de saída (Vout ) igual ou inferior à tensão de entrada (Vin). Isto é permitido através da energia armazenada na bobina L, durante os ciclos de abertura e fecho do transistor T. A presença do conversor C é importante para que a tensão de saída seja mantida dentro do valor desejado, sendo responsável pelo ripple de Vout. O funcionamento do conversor esta divido em duas partes, sendo estas definidas pela abertura e fecho do transístor. Quando o transístor se encontra fechado a corrente que circula no circuito carrega a bobina, o condensador e a carga. Quando o transístor se encontra aberto, o diodo iDvai começar a conduzir, desenergizando a bobine. Consequentemente, a bobina faz com que a sua energia acumulada alimente a carga. 34 Estado da Arte Figura 2.35: Esquema elétrico do conversor abaixador [5] Através da análise do circuito é achado o ganho do conversor, isto é, a relação entre o Vout e Vin, dado pela equação 2.26: (Vin −Vout).δ.T=−Vout(1−δ).T<=>Vout Vin =δ(2.26) Na equação 2.26,δé o valor da razão cíclica (duty-cycle), ou seja, valor que varia entre 0 e 1, que faz com que aumente ou diminua o tempo de abertura e fecho do transistor, durante um ciclo de tempo T. 2.6.1.2 Conversor Elevador (Step-up ou Boost) O conversor elevador, representado na imagem 2.36, tem como objetivo fazer com que seja possível apresentar na saída de um sistema um Vout igual ou superior a Vin. Figura 2.36: Esquema elétrico do conversor elevador [5] O conversor elevador é composto por dois estados. Num primeiro estado, enquanto o transístor se encontra fechado a bobina é carregada pela corrente que lá passa, não havendo passagem de corrente para o restante circuito. Quando o transístor passa ao estado de abetura, então o díodo iD começa a conduzir. Com isto, o condensador e a carga são agora alimentadas não só pelo Vin, mas como também pela bobina, que se encontra energizada devido ao estado anterior, elevando, assim, oVout para valores superiores ao de Vin. A relação entre o Vout e o Vin é dado pela equação 2.27: VinδT= (Vout −Vin)(1−δ)T<=>Vout Vin =1 1−δ(2.27) 2.6 Topologia de Conversores 35 Através da equação 2.27 conclui-se que quanto menor for o duty-cycle (δ) maior vai ser a tensão à saída do conversor. 2.6.1.3 Conversor Elevador/Abaixador (Step-up/down ou Buck-Boost) Este conversor, como o próprio nome indica, consegue incorporar em si, o funcionamento dos conversores elevadores e abaixadores num circuito apenas. Como tal, este conversor consegue garantir na sua saída valores superiores ou inferiores de tensão em relação à entrada deste, com um modelo simples, no qual utiliza apenas um transístor, como é possível ver na imagem 2.37. Figura 2.37: Conversor Buck-Boost [8] Este tem dois estados de funcionamento que são dados pela abertura e fecho do transistor. Quando o transístor se encontra fechado, a corrente flui pela bobina, fazendo com que esta seja carregada, aumentando assim a sua energia. Com a abertura do transístor, passa a entrar em condução o díodo, fazendo com que a energia armazenada na bobina seja entregue à carga, permitindo também o carregamento do condensador. O que faz com que a tensão de saída seja menor ou maior que a tensão de entrada vai ser a razão cíclica que vai ser imposta ao transístor[8]. Este conversor, também pode ser dotado de um fluxo de corrente bidirecional entre a entrada e a saída do mesmo, isto é, alterando um pouco a topologia do conversor e com uma configuração simples, como a representada na imagem 2.38, consegue-se controlar a entrada ou saída do conversor. Este topologia ganha, portanto, um pouco mais de relevo, visto que pode ser aplicado no sistema híbrido, como ponte entre o sistema de armazenamento e o barramento DC. Esta configuração quando está a funcionar no modo abaixador, o transístor da parte do abaixador encontra-se fechado, enquanto o transístor da parte elevadora encontra-se aberto. Isto acontece quando se encontra na bobina uma corrente positiva, permitindo que a corrente fluía do ponto de tensão mais elevado, representado por Vdna imagem 2.38, para o ponto de tensão mais baixo. Quando na bobina se encontra uma corrente negativa, apenas o bloco boost, representado na imagem 2.38, se encontra ativo. Neste caso, a corrente fluí do ponto mais baixo de tensão para o ponto mais elevado, representado por Vd. 42 Sistema Híbrido Proposto com Base nos Dados do Cliente meses em que o consumo é inferior. Isto é possível, já que Agosto corresponde ao mês de férias e Setembro ser o início de aulas, com tal, existe um menor uso do departamento J. A partir do SW Excel foram compilados os dados do cliente. Com base nesses dados, chegou-se ao valor de 20,2kWh de consumo médio por hora. 3.2 Software de Recolha de Dados Para o Sistema Fotovoltaico e Eólico Como se sabe cada região tem valores diferentes de irradiação solar e de velocidade de ventos diferentes. Tendo isso em vista, foi necessário saber os recursos solares e eólicos que se podem contar na localização do edifício J. Para se conhecer tais dados foi utilizado o SW PVsyst 6.3.8, que é um software que tem uma base de dados para ambos os sistemas. Consequente passouse a escolher a estação meteorológica que se encontra mais próximo da localização do edifício do cliente. Para este caso, a estação meteorológica que se encontra relativamente mais próxima do edifício J é a Estação Meteorológica da Serra do Pilar. Nos próximos dois pontos vão ser analisados os dados obtidos ao nível da irradiação solar e da velocidade do vento. 3.2.1 Análise de Dados de Irradiação Solar Para estes dados foi utilizada a opção do programa Global Tilted Plane e uma escala temporal para um ano. A vantagem da utilização desta opção é que permite obter os dados segundo o somatório da potência disponível de irradiação solar por m2durante um dia, tendo em conta a irradiação global e difusa, as horas de irradiação solar de cada dia e a inclinação do painel. Para a inclinação do painel foi utilizado o valor de 36o. O valor de 36opara o ângulo do plano inclinado foi achado através do PVsyst, como o melhor ângulo para sistemas fixos. Com estes dados foi feito o gráfico da 3.2. Os dados foram dados em tabela para serem usados posteriormente para o cálculo de números de painéis a utilizar. Figura 3.2: Potencia da Irradiação Solar por m2durante cada mês do ano 3.3 Desenho do Sistema 43 Através da observação da imagem 3.2, percebe-se que os meses em que os valores de irradiação são mais altos são em Junho, Julho e Agosto. Os meses mais críticos são Novembro, Dezembro e Janeiro. 3.2.2 Análise de Dados de Velocidade do Vento Com o SW PVsyst foi permitido auferir os dados diários da velocidade do vento durante o mesmo ano. Através destes dados foi feita a média diária correspondente a cada mês, com o objetivo de saber em que meses do ano pode ser maior a captação da energia eólica. Através da imagem pode-se observar que a velocidade do vento acaba por ser mais constante que a irradiação solar ao longo do ano, tendo em conta os valores médios. Figura 3.3: Velocidade média para cada mês do ano Através deste gráfico, da imagem 3.3, pode-se concluir que a velocidade do vento, para o local escolhido, apresenta um perfil mais constante que o da irradiação, apesar de apresentar uma velocidade baixa. 3.3 Desenho do Sistema O desenho do sistema proposto na 3.4 está estruturado segundo um diagrama de blocos, com o intuito de facilitar a análise de cada subsistema que vai ser analisado nos pontos seguintes. Nesse diagrama, está presente um barramento DC que vai permitir a interligação com todos os outros sistemas. É de realçar a presença do barramento DC secundário. Este foi utilizado com o objetivo de garantir estabilidade da tensão para o consumo da cargas DC. Outro aspeto da sua utilização, reside no facto de que hoje em dia, cada vez mais se usa os LED’s para iluminação, como tal a utilização deste barramento ganha mais relevância, visto que iria diminuir o numero de conversões de energia, além de haver uma diminuição de custos do ponto de vista em que seria desnecessário utilizar conversores AC/DC para alimentar estas cargas, sendo este tipo de sistemas bastante defendidos, havendo mesmo nos Estados Unidos uma organização, chamada Emerge Alliance 1, que está a promover este tipo de instalações. Apesar da energia excedente poder ser entregue à rede, está não vai ser analisada a nivel das simulações, visto que o ideal será diminuir ao máximo estes possíveis excedentes. Além disto, 1http://www.emergealliance.org/ 44 Sistema Híbrido Proposto com Base nos Dados do Cliente no Capitulo 2, mais concretamente na parte em que é analisada o DL, a injeção na rede deve ser uma questão muito bem analisada porque esta pode não ser a melhor solução para o consumidor, visto que a energia que este pode vender é paga a um valor inferior aquele que se encontra a ser exercido no mercado. Contudo neste trabalho vai-se tentar optimizar o uso da energia elétrica produzida, dotando o sistema híbrido de um subsistema de armazenamento, para que seja possível a utilização destes excedentes nas situações em que produção seja inferior à demanda de energia das cargas. Consequentemente num sistema no qual não se dispõe de injeção de energia elétrica na rede foi necessário utilizar uma resistência de dissipação de energia, que atua quando a produção de energia é superior ao consumo e o sistema de armazenamento encontra-se na sua carga máxima. Figura 3.4: Sistema Híbrido Proposto 3.4 Sistema Fotovoltaico Neste ponto, vão ser estudado alguns painéis comerciais com tecnologias diferentes, com intuito de escolher qual se adapta melhor ao sistema proposto. 3.4.1 Escolha da Tecnologia de Painéis Fotovoltaicos Como foi referido no estado da arte, existem várias tecnologias de células fotovoltaicas, presentes nos painéis. Depois da pesquisa efetuada, denota-se que a tecnologia preferencial por parte dos fabricantes recai nos painéis de silício, podendo estes ser do tipo poli-cristalinos ou monocristalinos. Foram estudados cinco painéis de fabricantes distintos. Na tabela 3.1 os dados P-C e M-C, significam Poli-Cristalino e Mono-Cristalino, respetivamente. Com base nos dados da tabela pode concluir-se que o Painel Canadian Solar CS6X-305M é o que apresenta maior eficiência, tendo também a seu favor o preço por Watt(e/W). A garantia deste é de 10 anos, ao nível do produto, e 25 anos para potência de saída, contando com a percentagem de eficiência que é perdido do painel ao longo do tempo, sendo esta de 95% a 97% no primeiro ano e a 80% aos 25 anos. Com estes dados, esta é a melhor opção, como tal vai ser o que vai ser utilizado como referência nesta dissertação. 2http://solar-panels-review.toptenreviews.com/ 3.5 Sistema Eólico 45 Tabela 3.1: Comparação de Painéis Fotovoltaicos Fabricante Kyocera Canadian Solar Grape Solar Suntech Sharp Modelo KD315GX-LPB CS6X-305M GS-S-250-Fab5 STP-20/Wdb ND-250QCS Tecnologia (silício) P-C M-C M-C M-C P-C Wp 315 305 250 255 250 Dimensão (m2)2,19 1,92 1,62 1,63 1,63 Eficiência (%) 14,384 0,159 0,154 0,156 0,153 e/W21,13 0,65 1,43 0,96 1,14 3.5 Sistema Eólico Neste ponto, vai ser definido qual o aerogerador a aplicar no Sistema Eólico. 3.5.1 Escolha do Aerogerador O aerogerador escolhido foi o ENAIR30. Esta escolha recai sobre o facto de este existir presencialmente na FEUP. Além disto, este aerogerador é feito propositadamente para o autoconsumo. Além disto apresenta uma gama de funcionamento que se adapta à velocidade de ventos que varia dos 2m/saos 60m/s3. Estas características são importantes já que se encontram dentro da gama velocidades de vento que são apresentadas na localização do cliente. 3.6 Escolha do Sistema de Armazenamento Tendo em conta o estudo das baterias, que se encontra no Capítulo 2, a escolha das baterias vai ter como principal requisito o preço mais económico, visto que para a energia que é necessário armazenar, estas podem representar um ponto de aumento de custos do projeto. Como tal, a escolha para a tecnologia de baterias recai sobre as baterias de chumbo-ácido. A partir desta escolha, foram analisadas três baterias. Foi definido que para cada ramo do sistema de armazenamento a tensão teria de ser 150V. Para os cálculos da tabela 3.2, foi definido que seria necessário um caso extremo, ou seja, um dia em que não haja irradiação nem vento, fazendo com que as baterias tenham capacidade para fornecer energia, durante 1 dia. Tabela 3.2: Comparação das Baterias Chumbo-Ácido V Ah Preço (e)4Node Baterias Por Ramo NoDe Ramos Preço Total (e) Trojan T-105 6 225 132 25 7 23679,33 Trojan J305P-AC 6 330 241,12 25 5 29491,53 MK 8L16LTP FLA 6 435 275,44 25 4 25557,35 3www.enair.es 46 Sistema Híbrido Proposto com Base nos Dados do Cliente Como se pode observar, a partir da tabela 3.2, o conjunto de baterias que fica mais barato é o que se encontra composto pelas baterias Trojan T-105, sendo essas as que vão utilizadas para os cálculos que sejam necessários fazer ao longo da dissertação. 3.7 Comparação dos Dados Do Consumidor com a Aplicação das Tecnologias escolhidas para o Sistema Hibrido Depois da escolha das tecnologias a aplicar no sistema fotovoltaico e no sistema eólico, foi feito um estudo em que se compara o consumo do cliente, antes e depois de ser aplicado. Segundo os dados do cliente, este tem um consumo médio de 20,2kWh. Segundo a alinea c), referente ao ponto 1 do Artigo 5.o, a potência instalada não pode ser superior a duas vezes a potência de ligação. Apesar de não se saber qual o valor da potência de ligação, esta deve ser superior à potência de consumo médio. Ainda assim, os valores para a potência instalada não vão ultrapassar o dobro do valor da potência consumida média. Com recurso ao SW Excel, foram compilados todos os dados do cliente e os dados obtidos do SW PVsyst. Ao início, foi feita uma tabela que permite obter, com alteração do número de painéis fotovoltaicos e turbinas eólicas, os valores diários de produção. A partir dos resultados obtidos, foi feita a tabela de consumo do cliente juntamente com a aplicação da potência gerada a partir do sistema híbrido. Um dado a apontar, é que o painel fotovoltaico escolhido tem um preço de custo bastante baixo, o que pode influenciar a escolha de um maior número de painéis no projeto. Como tal, vão ser mostrados dois gráficos, um no qual se opta por ter uma maior número de painéis do que no outro, sem nunca ultrapassar os 40,4kWh, que é o dobro da potência média de consumo do cliente. Além disto, vai haver uma divisão entre os gráficos mostrados, no qual um se encontra sem a aplicação do sistema de armazenamento e na outra parte já se encontra com o sistema de armazenamento. 3.7.1 Influência do Número de Painéis Fotovoltaicos e Turbinas Eólicas Sem Sistema de Armazenamento No primeiro exemplo, que vai ser mostrado, vamos ter um conjunto de 105 painéis e 5 turbinas eólicas, o que implica uma potência instalada de 39,5kW, enquanto no segundo vamos ter 85 painéis fotovoltaicos e 10 turbinas eólicas, fazendo com que se tenha uma potência instalada de 40kWh. Nos gráficos, da figura 3.5, quando a linha azul, que representa a diminuição do consumo, fica com valores negativos, significa que foi produzida mais energia do que aquela que era necessária, por sua vez, quando esta se encontra com valores positivos, quer dizer que o cliente tem que recorrer à energia da rede para complementar a energia que se encontra em falta. Tendo isto em conta e com base nos gráficos, pode concluir-se que o aumento do número de eólicas foi uma mais 4www.altestore.com 3.7 Comparação dos Dados Do Consumidor com a Aplicação das Tecnologias escolhidas para o Sistema Hibrido 47 a) 105 painéis fotovoltaicos e 5 turbinas eólicas b) 85 painéis fotovoltaico e 10 turbinas eólicas Figura 3.5: Comparação Com o a Diminuição/Aumento do Número de Painéis em Relação ao Número de Turbinas Eólicas valia em termos de energia produzida, visto que nos meses em que a irradiação é mais baixa, a velocidade do vento tende a ser maior, isto para a localização em que se encontra o cliente. Visto que a análise dos gráficos é um pouco complicada, já que se encontram muitos valores num espaço pequeno, foi feita uma tabela que compara ambos, ao nível de preço de cada um dos conjuntos, poupança anual e rentabilidade. É importante denotar, que para o valor de compra de energia à rede foi utilizado o valor de 0,16e/kWh, que é o valor da tarifa com valor mais alto para tarifas baixa tensão normal. Na realidade é possível que a faculdade pague mais por kWh, no entanto este valor permite fazer as comparações pretendidas. O consumo anual tem um valor de 14046,19e. Como tal, os valores referentes à poupança anual e rentabilidade vão incidir sobre este valor, sendo que não foi levado em conta a inflação do preço da energia elétrica, manutenção e desgaste dos componentes do sistema, sendo que as tabelas servem apenas como mera observação do que o cliente pode contar com aplicação de cada proposta. Além disto, para o valor da venda de energia excedente foi usado o valor 0,047e/kWh, que a remuneração UPAC, ou seja, os 90% do valor e/kWh que se encontra no OMIE. Com a tabela 3.3, pode concluir-se que o caso a), em que são utilizados 105 painéis e 5 turbinas eólicas, o cliente consegue obter o preço de investimento mais rápido. No entanto, se for considerada a venda dos excedentes, a poupança anual é um pouco mais alta no caso b), em que é utilizado 85 painéis fotovoltaicos e 10 eólicas. Para o cálculo da rentabilidade, não foi aplicada a perda de eficiência dos componentes do sistema híbrido, assim como também não foi levado em consideração a possível inflação do preço da eletricidade. 48 Sistema Híbrido Proposto com Base nos Dados do Cliente Tabela 3.3: Comparação Com a Diminuição/Aumento do Número de Painéis em Relação ao Número de Turbinas Eólicas sem Sistema de Armazenamento Poupança Anual Sem Venda de Excedentes Poupança Anual Com Venda de Excedentes Investimento Inicial Rentabilidade Sem Venda de Excedentes (anos) Rentabilidade Com Venda de Excedentes (anos) a) 10 394,13 e10 995,05 e58 835,00 e5,7 5,4 b) 10 347,76 e11 466,45 e89 295,00 e8,6 7,8 3.7.2 Influência do Número de Painéis Fotovoltaicos e Turbinas Eólicas Com Sistema de Armazenamento Como foi visto anteriormente, existe várias alturas do ano em que é produzida energia excedente. Esta é vendida a um preço inferior de cerca três vezes. Como tal, o sistema de armazenamento pode ser vantajoso. Além disto, existe casos em que pode ser necessário pagar compensações pela injeção de energia excedente na rede, ou seja, se o preço a que se vende a energia excedente, se juntarmos as compensações pela injeção de excedentes, então vai haver uma diminuição da remuneração da energia produzida e não consumida, o que faz com que o sistema de armazenamento seja levado em conta. Para este ponto, vai ser feito um estudo nas mesmas condições que o anterior, ou seja, vai ser utilizado os mesmos dois casos, um no qual é utilizado 105 painéis fotovoltaicos e 5 turbinas eólicas e outro em que é utilizado 85 painéis e 10 turbinas eólicas. O sistema de armazenamento foi calculado para responder a um dia crítico, ou seja, um dia em que não há produção de energia, sendo esta falha colmatada pelas baterias. Por observação dos gráficos, representados na imagem 3.6, consegue-se que perceber que no caso b) existe um maior uso das baterias, diminuindo as possíveis injeções na rede, caso esta seja utilizada. Ou seja, o caso b) para o uso de baterias é mais aconselhável. Em semelhança ao ponto anterior, a tabela 3.4 serve para comparar ambos os casos apresentados. E como se pode observar, o caso a) consegue ser rentabilizado mais rapidamente, devendo-se isso ao baixo custos dos painéis. Também se pode concluir, que o uso de baterias implica um aumento do tempo necessário para o cliente rentabilizar o dinheiro investido. Contudo, no caso b) consegue-se rentabilizar mais rapidamente o custo das baterias, visto que ao longo do ano tem-se situações melhores de produção, já no caso de se aplicar um maior número de painéis, vamos ter uma menor produção nos meses em que o consumo é mais elevado. Tabela 3.4: Comparação Com a Diminuição/Aumento do Número de Painéis em Relação ao Número de Turbinas Eólicas sem Sistema de Armazenamento Poupança Anual Sem Venda de Excedentes Poupança Anual Com Venda de Excedentes Investimento Inicial Rentabilidade Sem Venda de Excedentes (anos) Rentabilidade Com Venda de Excedentes (anos) A) 10 912,28 e11 406,03 e82 514,33 e7,6 7,2 B) 11 457,46 e12 238,15 e112 974,33 e9,8 9,2 3.7 Comparação dos Dados Do Consumidor com a Aplicação das Tecnologias escolhidas para o Sistema Hibrido 49 a) 105 painéis fotovoltaicos e 5 turbinas eólicas b) 85 painéis fotovoltaico e 10 turbinas eólicas Figura 3.6: Comparação Com o a Diminuição/Aumento do Número de Painéis em Relação ao Número de Turbinas Eólicas 50 Sistema Híbrido Proposto com Base nos Dados do Cliente Capítulo 4 Escolha Dos Algoritmos MPPT e Conversores Para o Sistema Híbrido Neste capitulo, vão ser analisados os algoritmos MPPT que vão ser implementados no Capítulo 5, tanto para o sistema fotovoltaico, como para o sistema eólico. Além disso, vão ser escolhidos os conversores que fazem a interação entre cada subsistema e o barramento DC principal, com o intuito de mostrar o seu dimensionamento e funcionamento, antes das simulação com os sistemas todos em conjunto. 4.1 Escolha do MPPT a utilizar para Sistema Fotovoltaico No Capitulo 2, foram descrito alguns algoritmos de funcionamento de MPPT. No artigo [14] o MPPT INC apresenta uma velocidade mais rápida obtenção do MPP, apresentando também uma potência gerada superior e em relação ao P&O, mesmo com alterações da irradiação. No artigo [11] são comparados os valores de eficiência dos MPPT INC, P&O e CV, com a testes a variar a irradiação. Também nestes a melhor performance pertence ao MPPT INC. A partir dos dados dos artigos [14] e [11] vai ser escolhido o MPPT INC, por apresentar vantagens a nível de eficiência, mas a motivo que também ganha relevância passa por este ter a possibilidade de ser adaptável a qualquer painel, já que não depende de nenhuma característica destes. A dificuldade que vai ser encontrada para implementação deste, está no passo que lhe vai permitir achar o MPP. A escolha do passo influência diretamente a velocidade com que este faz a pesquisa do MPP, assim como implica a precisão deste. Para uma precisão alta, a velocidade de convergência vai ser baixa, o que vai implicar a diminuição da performance do MPPT para variações rápidas das condições de irradiação solar. 4.2 Escolha do MPPT a utilizar para o Sistema Eólico Para a escolha do MPPT a utilizar é preciso saber quais as vantagens e desvantagens dos vários métodos apresentados. Para o TSR é necessário saber qual a velocidade do rotor e do vento no 51 58 Escolha Dos Algoritmos MPPT e Conversores Para o Sistema Híbrido controlo consegue que o barramento seja carregado e mantenha o seu valor estabilizado. 4.4 Conversor DC/AC Monofásico Aplicação deste conversor no sistema deve-se à necessidade de satisfazer o consumo de energia elétrica por partes de cargas AC do consumidor. Como tal, este conversor vai fazer a ponte entre o barramento DC principal e as cargas AC. Neste caso vai ser utilizado um conversor de ponte H monofásico e com uma modulação sinusoidal PWM. Na imagem 4.10, está presente o circuito do conversor utilizado com o controlo do mesmo. Como existem várias técnicas de modulação foi necessário escolher uma, sendo que a escolha recaiu sobre o método de modulação sinusoidal PWM unipolar, visto que esta é de fácil implementação, apresentando um bom desempenho e por ser um método de modulação que é largamente utilizado na indústria. Contudo, este apresenta desvantagens ao nível de perdas de comutação, já que necessita comutar a frequências altas [9]. Em comparação com o método sinusoidal PWM bipolar, o unipolar apresenta melhores resultados, visto que no método bipolar apenas existe dois estados de tensão á saída do conversor. Enquanto que no unipolar, como existe duas ondas sinusoidais portadoras, desfasadas de 180ouma da outra, é possível controlar os braços do conversor separadamente, acrescentados,assim, mais dois estados de tensão nula, como possíveis saídas do conversor. Figura 4.10: Conversor DC/AC em Ponte H com modulação PWM unipolar Para este tipo de modulação existem dois métodos distintos, sendo eles: o índice de modulação em amplitude e o índice de modulação em frequência. O método de modulação escolhido foi o índice de modulação em amplitude, que faz a relação entre a amplitude da tensão AC e amplitude da tensão DC, como é mostrado na equação seguinte: ma=VAC VDC (4.7) Com a equação 4.7 obtemos o valor de 0,66 para o valor de índice de modulação. A frequência da onda AC de saída é imposta pelas ondas sinusoidais portadoras, no qual foi aplicado uma frequência de 50 Hz. O resultado deste valores podem ser confirmados na imagem 4.11. 4.4 Conversor DC/AC Monofásico 59 Figura 4.11: Simulação em PSIM do Conversor DC/AC Dimensionado Com base na imagem 4.11, o máximo de amplitude que valor de tensão AC que se pode ter é 230 V, podendo este valor ser observado através da onda sinusoidal azul denominada "Vo1". Na realidade, o que se encontra à saída é onda vermelha com a legenda "Vout". 60 Escolha Dos Algoritmos MPPT e Conversores Para o Sistema Híbrido Capítulo 5 Simulação e Resultados do Sistema Híbrido Proposto Para a simulação do sistema híbrido proposto foi utilizado o software PSIM, que vai permitir fazer o desenvolvimento dos algoritmos MPPT escolhidos. Para cada um dos sistemas geradores, eólico e fotovoltaico, vai ser simulado separadamente, com o intuito de facilitar a explicação dos resultados obtidos, sendo posteriormente analisado a junção de ambos. 5.1 Implementação Do Sistema Eólico O algoritmo MPPT implementado foi HCS, sendo a sua escolha justificada no capitulo anterior. Na imagem 5.1 é demonstrado o sistema eólico implementado no software de PSIM. Figura 5.1: Sistema Eólico em PSIM Este sistema eólico é divido três subsistemas. O primeiro subsistema é o o conjunto turbinagerador, o segundo é o conversor AC/DC e o terceiro subsistema é constituído pelo soft-starter do gerador. 61 62 Simulação e Resultados do Sistema Híbrido Proposto 5.1.1 Turbina-Aerogerador O primeiro bloco que vai ser analisado é o conjunto turbina-gerador. Os dados que se tornam relevantes para o estudo da simulação da turbina Enair30, são o número de polos, as rotações do rotor à potência nominal e o controlo aerodinâmico que esta usa. Esta turbina está dotada de 24 polos, aos 1500Wnominal as suas rotações encontram-se às 250RPM, apresentando aos seus terminais uma tensão de 220V. O controlo aerodinâmico desta eólica é efetuado através de controlo de passo variável passivo, o que é conveniente no caso da simulação em PSIM, visto que este apresenta um bloco de turbina é que é possível fazer o controlo da mesma a partir do controlo de passo. O único inconveniente é que o modelo utilizado no PSIM não representa as características da turbina escolhida. Apesar disto, como algoritmo HCS não necessita de informações características da turbina, pode-se testar a aplicação do mesmo a este caso e ver o seu desempenho. Como foi dito anteriormente, esta turbina está equipada com controlo de passo. Como tal, sempre que o valor da potência nominal do gerador é ultrapassada, significa que a velocidade do vento está a aumentar, para cima de valores pretendidos. Consequentemente o ângulo de ataque das pás da turbina devem aumentar, com intuito de manter o aerogerador à potência nominal. Sendo assim, foi aplicado um controlador PI, em que o erro provém da diferença entre a potência mecânica gerada e o valor de potência nominal, como está representado na imagem 5.2. Figura 5.2: Pitch Control e Potência Mecânica Nesta imagem, também mostra o calculo da potência mecânica, que é dada pela equação seguinte: Pmec =ωrotor ×Tmec (5.1) Com recurso às ferramentas do PSIM, para se achar a potência mecânica que está a ser gerada, são aplicados dois sensores, um de velocidade e um de binário, como é possível observar na imagem 5.2. Para a solução a implementar, o sensor de binário não seria necessário, já que para 5.1 Implementação Do Sistema Eólico 63 o controlo HCS apenas se precisa de conhecer a potência elétrica que está ser gerada, sendo esta medida através das tensões e correntes das fases do motor. Porém este é utilizado em simulação para confirmar se o controlo está a ser efetuado corretamente. Além disto, o uso de um PMSG, permite que seja estimado a velocidade e posição do rotor, visto que o PMSG tem como principal característica o sincronismo das velocidades dos campos eletromagnéticos girantes do estator e do rotor. Isto seria possível, caso se utilize um seguidor de fase de tensão, como por exemplo o Synchronous Reference Frame Phase Locked Loop (SRF-PLL), conseguindo obter, assim, velocidade do rotor. Apesar disto, este tipo de estimação da velocidade do rotor não foi utilizado. 5.1.2 Conversor AC/DC No subsistema de conversão AC/DC, foi utilizado um conversor AC/DC, no qual foi aplicado um retificador de onda completa monofásico não controlado, seguindo-se de um conversor elevador. A utilização do retificador deve-se à sua facilidade de implementação, do ponto de vista em que não é necessário a utilização de uma malha de controlo para estes. Os componentes do conversor elevador foram feitos em conformidade com o capítulo 4. Uma particularidade do conversor em ponte H não controlado é injeção de harmónicos na corrente, o que implica a deformação da forma de onda corrente. Com intuito de atenuar estes harmónicos foi utilizado um filtro LC, entre o conversor de ponte H e conversor elevador. 5.1.3 Sistema Eólico implementado em PSIM Para confirmar o funcionamento do algoritmo foi necessário arranjar uma série de dados para simulação. Na imagem 5.3 temos a série de vento que vai ser utilizada para demonstrar o funcionamento do sistema. Nesta série, temos dois pontos interessantes para validação do sistema. Num é a velocidade de variação dos pontos que vão ser medidos e por outro lado testar o funcionamento do pitch control para pontos em que a potência ultrapasse o valor nominal de funcionamento do aerogerador. Figura 5.3: Serie de vento usada em PSIM Na imagem 5.4 está representada pela linha vermelha a potencia mecânica, que está a sair extraída pelo velocidade do vento, resultado da aplicação do algoritmo. A linha azul é o valor de 64 Simulação e Resultados do Sistema Híbrido Proposto referência de potência que a turbina deve retirar do vento com a velocidade de vento que está a ser medida, sendo esta potência de referencia calculada a partir dos dados característicos da turbina, sendo importante denotar que este apenas serve como referência de comparação para validar o algoritmo. Também se pode observar que, para um tempo muito curto de simulação, a turbina eólica consegue alterar a sua velocidade muito rapidamente, o que na realidade não acontece. Isto deve-se à utilização de um momento de inércia muito baixo nos valores da turbina-gerador, com intuito de mostrar que o algoritmo MPPT consegue acompanhar as alterações que são provocadas no sistema. Figura 5.4: Potência Mecânica extraída do vento e Potencia de Referencia a azul Através da imagem 5.5, percebe-se que o MPPT demora cerca de 0.27 segundos a encontrar o MPP. Figura 5.5: Tempo de Arranque do Aerogerador com Soft-Starter Este demora pouco tempo a achar a o MPP porque é utilizada uma resistência de soft-starter, que fica ativa enquanto que o barramento DC principal não se encontra totalmente carregado. Além disto, as cargas só são alimentadas quando o barramento estiver carregado, o que faz com que esta resistência de soft-starter seja a única carga aplicada ao gerador, permitindo que este demore pouco tempo a entrar em funcionamento, permitindo, assim, achar mais eficazmente o MPP. Na imagem 5.6, é demonstrado o tempo que demora o gerador a conseguir encontrar o MPP 5.1 Implementação Do Sistema Eólico 65 sem a resistencia de soft-starter. Como se pode observar, este demora quase o dobro do tempo para conseguir ficar dentro dos valores de referência. Figura 5.6: Tempo de Arranque do Aerogerador sem Soft-Starter Outro fator importante de análise no arranque do sistema é o funcionamento da rotação da turbina e a tensão que esta produz nos seus terminais. Na imagem 5.7, temos através da linha vermelha a velocidade a que se encontra a turbina, enquanto que a azul se encontra a velocidade de referência. Figura 5.7: Comparação entre as Rotações Reais e Estimadas Através da observação da imagem acima apresentada, percebe-se que as rotações não se encontram muito próximo dos valores de referência. Este facto deve-se ao tamanho do passo que foi escolhido para o algoritmo MPPT ser muito pequeno, o que o torna mais preciso. O tamanho do passo do algoritmo MPPT também tem implicações oa nível da variação do duty-cyle. Para passos pequenos, o duty-cyle não apresenta varições muito altas, como é possível observar na imagem 5.8. Figura 5.8: Duty-Cycle do Conversor Elevador 66 Simulação e Resultados do Sistema Híbrido Proposto Tendo isto em consideração, as rotações da turbina apresentam variações muito baixas em relação ao velocidade de referencia, visto que os pontos MPP são achados sem ter a que haver grandes variações da velocidade da turbina. Como se pode observar na imagem 5.4, quando a tensão chega aos 1500W esta tenta estabilizar em torno desse valor. Isto só é possível devido à aplicação do pitch control, sendo a sua atuação observável na figura 5.9. Apesar da malha de controlo do pitch control implementada ser de baixa complexidade, esta apresenta o desempenho esperado, que é a limitação aerodinâmica da velocidade da turbina, permitindo que esta trabalhe em torno da potencia nominal para velocidades de vento superiores. Figura 5.9: Atuação do Pitch Control 5.2 Implementação do Sistema Fotovoltaico No capitulo 4, foram escolhidos quais os painéis fotovoltaicos e o método MPPT a utilizar. De acordo com o sistema híbrido proposto, é apresentado, na imagem 5.10, o sistema fotovoltaico implementado em PSIM. Em semelhança ao sistema do aerogerador, no ponto a seguir vai ser analisado a aplicação do MPPT INC ao conversor. Figura 5.10: Sistema Fotovoltaico Implementado em PSIM 5.2 Implementação do Sistema Fotovoltaico 67 5.2.1 Simulação do Sistema Fotovoltaico Os primeiras simulações a serem analisadas no sistema fotovoltaico, vão ser as repostas a alterações dos valores de irradiação, por parte do algoritmo MPPT. Como não foram arranjados dados de irradiação resolveu-se fazer os testes ao algoritmo MPPT com variações rápidas da irradiação através da aplicação de ondas quadradas com grandes quedas de irradiação muito altas, e variações mais lentas recorrendo a formas de ondas sinusoidais, com intuito de saber se o algoritmo consegue seguir o MPP, quando este tem variações mais pequenas. As formas de ondas utilizadas vão ser representadas de seguida, na imagen 5.11. Figura 5.11: Série de Irradiação com Forma de Onda Sinusoidal e Quadrada Para a primeira análise foi utilizada a série de irradiação com forma sinusoidal. Na imagem 5.12, a linha azul representa a potência de referência, que é utilizada para fazer a validação do algoritmo MPPT INC. Enquanto que a vermelho se encontra a potência gerada do conjunto de painéis fotovoltaicos com recurso ao algoritmo MPPT. Figura 5.12: Seguimento do MPPT INC implementado em PSIM Como se pode observar, o método INC pouco tempo demora a entrar em sincronismo com os valores de referência, cerca de um 0.1 segundos, além disto este encontra-se estabilizado ao longo do tempo. Isto permite concluir que os tamanhos do passos estão com os melhores valores, visto que temos a precisão e ao mesmo tempo a velocidade de procura, que são os dois pontos fortes deste método quando se encontra bem implementado. 74 Conclusões e Trabalho Futuro 6.2 Trabalho Futuro Para trabalho futuro, é importante frisar que o dimensionamento do número de painéis fotovoltaicos, aerogeradores e baterias, foi proposto segundo a medição da potência de consumo diária. Como tal, a análise do consumo em tempos mais curtos, podendo ser de uma hora ou 15 minutos, poderá apresentar outros resultados e, talvez, com um custo mais baixo ao nível do número de componentes necessários, como é caso das baterias a ser aplicadas. Na parte das simulações em PSIM, mais precisamente o conversor AC/DC, aplicado ao gerador eólico, existe um aumento do número de harmónicos injetados na corrente devido à utilização de uma ponte retificadora não controlada. Como tal, deveria ser alterado, visto que a medição das tensões e correntes são importantes para o algoritmo MPPT utilizado, tornando mais difícil a afinação do passo que é dado, já que existe muitas variações das correntes e tensões medidas, podendo ser este alterado por um conversor AC/DC transistorizado controlado sinusoidalmente. Ainda dentro das simulações, a utilização de um modelo mais real da bateria poderia melhorar o desempenho do sistema, ou torná-lo um pouco mais parecido com o que acontece realmente. Por último, a implementação prática da proposta apresentada poderia ser uma mais valia, ao nível da validação do sistema híbrido proposto. Referências [1] J. E. Paiva e a. S. Carvalho. Controllable hybrid power system based on renewable energy sources for modern electrical grids. Renewable Energy, 53:271–279, 2013. [2] João Tavares Pinho e Marco Antonio Galdino. Manual de engenharia para sistemas fotovoltaicos. 2014. [3] Susana Filipa e Almeida Castro. 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