Flávio Augusto Gomes Lacerda DISSERTAÇÃO DE MESTRADO Nº ...

Flávio Augusto Gomes Lacerda

DISSERTAÇÃO DE MESTRADO Nº 1030

UTILIZAÇÃO DE GERAÇÃO FOTOVOLTAICA EM PROCESSOS INDUSTRIAIS

ALIMENTADOS EM CORRENTE CONTÍNUA

Belo Horizonte - MG

Fevereiro de 2018

UNIVERSIDADE FEDERAL DE MINAS GERAIS

ESCOLA DE ENGENHARIA

PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA

UTILIZAÇÃO DE GERAÇÃO FOTOVOLTAICA EM PROCESSOS INDUSTRIAIS

ALIMENTADOS EM CORRENTE CONTÍNUA

Flávio Augusto Gomes Lacerda

Dissertação apresentada ao Programa de Pós-Graduação em

Engenharia Elétrica da Universidade Federal de Minas Gerais

como requisito parcial para a obtenção do título de Mestre em

Engenharia Elétrica.

Orientador: Prof. Dr. Braz de Jesus Cardoso Filho

Belo Horizonte - MG

Fevereiro de 2018

Lacerda, Flávio Augusto Gomes. L131u Utilização de geração fotovoltaica em processos industriais

alimentados em corrente contínua [manuscrito / Flávio Augusto Gomes Lacerda. – 2018.

109 f., enc.: il.

Orientador: Braz de Jesus Cardoso Filho.

Dissertação (mestrado) Universidade Federal de Minas Gerais, Escola de Engenharia. Apêndices: f. 97-109. Bibliografia: f. 93-96.

1. Engenharia elétrica - Teses. 2. Geração de energia fotovoltaica - Teses. 3. Eletrólise - Teses. 4. Geração de energia fotovoltaica - Aplicações industriais - Teses. I. Cardoso Filho, Braz de Jesus. II. Universidade Federal de Minas Gerais. Escola de Engenharia. III. Título.

CDU: 621.3(043)

Dedico este trabalho à memória do meu avô, Bito

Minha grande referência de integridade, caráter e valores.

AGRADECIMENTOS

Agradeço a Deus por me dar forças e permitir realizar tão extenuante, porém gratificante

trabalho.

À minha esposa Juliana, por estar sempre ao meu lado, apoiando e incentivando, sem a qual

este trabalho não teria sido concluído.

À minha família, que sempre me deu condições de me dedicar aos estudos e que se orgulha

tanto das minhas conquistas.

Ao professor Braz, que escolheu dedicar seu tempo ao meu crescimento acadêmico e a me

orientar, dentre outras coisas, na elaboração deste trabalho.

Aos demais professores e colegas do Laboratório Tesla; Prof. Sidelmo, Prof. Igor, Prof.

Danilo, Carlos, Arlete, Helio, Tamires, Fernando, Gideon, Rodrigo, Alysson, Reginaldo,

Camila e todos os demais: sou grato pelo período de nossa convivência e pelos ensinamentos

sem os quais este trabalho não seria o mesmo.

Agradeço ainda aos colegas de outros departamentos, prof. Matheus Porto, prof. Daniel

Majuste e Rodrigo Gomes, que compartilharam comigo parte do seu conhecimento em outras

áreas da engenharia, enriquecendo ainda mais esta dissertação.

Por fim, dedico também um agradecimento especial à Votorantim Metais, que buscou na

universidade uma parceria para investigar um problema tão relevante à indústria, e ao CNPq,

por me conceder uma bolsa de estudos para me dedicar a este trabalho.

RESUMO

O presente trabalho propõe uma forma alternativa para o uso de usinas de geração

fotovoltaica no meio industrial. Dado que a energia é gerada nos painéis solares em corrente

contínua, ela pode ser consumida por uma carga da mesma natureza sem que sejam

necessárias etapas intermediárias de conversão para corrente alternada. Isso implica na

redução de perdas elétricas em comparação com as usinas convencionais, o que aumenta a

eficiência global da instalação e melhora a viabilidade econômica da aplicação da geração

solar fotovoltaica. No entanto, o aproveitamento direto dessa energia traz consigo algumas

limitações, como o possível aumento das perdas de condução devido à operação em baixa

tensão c.c., e às dificuldades para manter estabilizada a corrente na carga frente às variações

meteorológicas. No meio industrial, existem processos que consomem corrente contínua em

grande escala, como por exemplo a eletrólise, utilizada na produção de metais, de hidrogênio

e em tratamentos de superfícies. Uma planta de eletrólise real conhecida é utilizada como

estudo de caso, onde o conceito proposto pode ser avaliado do ponto de vista de sua

viabilidade técnica. Um projeto de usina fotovoltaica de grande porte é realizado, cobrindo as

principais etapas como a utilização de área, a associação de painéis em série e paralelo, e os

níveis de tensão e corrente de operação. É constatado que a melhor alternativa em termos de

conversor eletrônico é o uso de conversores c.c. - c.c. típicos operando em uma estrutura

descentralizada, que favorece a redução das correntes e, por conseguinte, a redução das perdas

de condução. Tais conversores devem se comportar como fontes de corrente, injetando

potência no nó de alimentação do processo, complementando a potência proveniente da rede

elétrica c.a. através de retificadores. O conversor c.c. – c.c. é então projetado, com o intuito de

estabelecer técnicas e metodologias para especificação e dimensionamento de seus

componentes. O conceito proposto é avaliado através de simulações computacionais e

conclui-se que, respeitadas as limitações impostas, é viável tecnicamente e pode representar

grande atrativo para a indústria, visto que agrega valor à geração de energia renovável e

sustentável.

Palavras-chave: Geração fotovoltaica. Aplicações industriais. Conversores c.c. – c.c.

Eletrólise. Geração distribuída.

ABSTRACT

The present work proposes an alternative way for the use of photovoltaic generation plants in

the industrial environment. Since the energy is generated in the solar panels in direct current,

it can be consumed by a load of the same nature without the need for intermediate stages of

conversion to alternating current. This implies in the reduction of electrical losses in

comparison to conventional plants, which increases the overall efficiency of the installation

and improves the economic viability of the application of solar photovoltaic generation.

However, the direct utilization of this energy brings some limitations, such as the possible

increase of the conduction losses due to the operation in low voltage d.c., and the difficulties

to maintain stabilized the load current during meteorological variations. In the industrial

environment, there are processes that consume large-scale direct current, such as electrolysis,

used in the production of metals, hydrogen and in surface treatments. A known real

electrolysis plant is used as a case study, in which the proposed concept can be evaluated from

the point of view of its technical viability. A large photovoltaic plant project is carried out,

covering the main steps such as land use, the association of panels in series and parallel, and

the voltage and current levels of operation. It is verified that the best alternative in terms of

electronic converter is the use of d.c. - d.c. topologies operating in a decentralized structure,

which favors the reduction of the currents and, consequently, the reduction of conduction

losses. Such converters should behave like current sources, injecting power into the process

feeding node, complementing the power coming from the a.c. grid through rectifiers. The d.c.

- d.c. converter is then designed with the purpose of establishing techniques and

methodologies for specification and dimensioning of its components. The proposed concept is

evaluated through computational simulations and it is concluded that, given the limitations

imposed, it is technically feasible and can represent a great attractive for the industry, since it

adds value to the generation of renewable and sustainable energy.

Keywords: Photovoltaic generation. Industrial applications. D.c. - d.c. converters.

Electrolysis. Distributed Generation.

LISTA DE FIGURAS

Figura 1.1 - Mapa da irradiação horizontal global no mundo [3]. ............................................ 30

Figura 2.1 - Exemplos de células de eletrólise reais em aplicações industriais. ...................... 36

Figura 2.2 - Incremento anual da capacidade mundial instalada de energia fotovoltaica,

dividida entre sistemas isolados, conectados descentralziados e conectados centralizados [2].

.................................................................................................................................................. 38

Figura 2.3 - Estrutura de módulos típica de um inversor solar................................................. 39

Figura 2.4 - Curva I-V (a) e curva de potência (b) do painel Yingli YL250P-29b. ................. 40

Figura 2.5 - Diagrama elétrico simplificado de um processo de eletrólise de exemplo (a) e o

mesmo processo quando inserida uma usina de geração solar fotovoltaica em paralelo (b). .. 43

Figura 2.6 - Diagrama elétrico simplificado de um processo de eletrólise com alimentação

direta em c.c. de uma usina solar fotovoltaica. ......................................................................... 43

Figura 2.7 - Ponto de conexão da usina fotovoltaica à montante da medição de corrente (a) e a

jusante - corrente precisa ser informada ao controle do processo via rede de dados (b). ......... 46

Figura 3.1 - Vista aérea da barragem de rejeitos desativada (a) e estimativa de sua área total

(b). ............................................................................................................................................ 52

Figura 3.2 - Diagrama unifilar simplificado do sistema elétrico existente da eletrólise. ......... 53

Figura 3.3 - Exemplo de sombreamento ocasionado por fileiras de painéis de 2,5 m de largura

instaladas sem o espaçamento adequado (medidas em mm). ................................................... 55

Figura 3.4 - Relação entre área total e área de instalação de painéis no projeto de Sete Lagoas.

.................................................................................................................................................. 56

Figura 3.5 - Relação entre área total e área de instalação de painéis no projeto de São

Lourenço da Mata. .................................................................................................................... 57

Figura 3.6 - Mapa de todas as usinas fotovoltaicas avaliadas no relatório do NREL [16]....... 58

Figura 3.7 - Distâncias da área de instalação dos painéis solares até os conversores (em m).. 62

Figura 3.8 - Demarcação das áreas em função da distância (comprimento dos cabos em m). 64

Figura 3.9 - Divisão da área em clusters menores e seu arranjo de painéis. ............................ 66

Figura 4.1 - Gráfico de potência por tensão do cluster simulando variação da irradiância (a) e

da temperatura dos painéis (b). ................................................................................................. 70

Figura 4.2 - Temperatura ambiente e temperatura medida diretamente nos painéis solares de

uma usina fotovoltaica real em um dia de operação (dados da UFV Tesla - UFMG). ............ 71

Figura 4.3 - Topologia básica do conversor Buck (Step Down) [21]. ..................................... 72

Figura 4.4 - Topologia adotada no projeto para módulo conversor Buck. .............................. 73

Figura 4.5 - Organização dos conversores por cluster e separação em três módulos Buck em

paralelo. .................................................................................................................................... 74

Figura 4.6 - Esquema elétrico do Buck durante condução da chave (a) e do diodo (b). ......... 75

Figura 4.7 - Formas de onda da tensão e corrente no indutor durante o chaveamento do Buck.

.................................................................................................................................................. 75

Figura 4.8 - Modelo esquemático das chaves contidas no módulo IGBT

SEMiX653GD176HDc. ........................................................................................................... 77

Figura 4.9 - Circuito térmico de dissipação de calor do conversor completo. ......................... 78

Figura 4.10 - Circuito representando o estado do Buck durante dT (a) e (1-d)T (b). .............. 82

Figura 4.11 - Modelo de pequenos sinais do conversor projetado. .......................................... 83

Figura 4.12 - Lugar das raízes (a) e resposta em frequência (b) do conversor projetado em

malha aberta. ............................................................................................................................ 84

Figura 4.13 - Lugar das raízes (a) e resposta em frequência (b) do conversor projetado em

malha fechada com o controlador. ........................................................................................... 85

Figura 4.14 - Fluxograma do algoritmo MPPT Perturba & Observa [31]. .............................. 87

Figura 4.15 - Exemplo de funcionamento do controle com interleaving. ............................... 88

Figura 4.16 - Circuito de potência implementado do conversor para simulação computacional.

.................................................................................................................................................. 89

Figura 4.17 - Diagrama de blocos do sistema de controle do conversor implementado em

ambiente de simulção (Matlab Simulink). ............................................................................... 89

Figura 4.18 - Tensão (a) e corrente (b) de entrada do conversor operando em condição

nominal..................................................................................................................................... 90

Figura 4.19 - Corrente de saída do conversor (a) e potência de saída (b) em condição nominal.

.................................................................................................................................................. 90

Figura 4.20 - Corrente no indutor (a) e no capacitor (b) de um dos módulos Buck, em

condições nominais. ................................................................................................................. 91

Figura 4.21 - Corrente no IGBT (a) e no diodo (b) durante um período de chaveamento, em

condições nominais. ................................................................................................................. 92

Figura 4.22 - Gráfico da variação da condição meteorológica (a) e subsequente potência de

saída observada no conversor (b). ............................................................................................ 92

Figura 4.23 - Tensão (a) e corrente (b) de entrada do conversor durante as variações

meteorológicas. ........................................................................................................................ 93

Figura 4.24 - Corrente de saída do conversor, corrente fornecida pela rede e corrente na carga,

durante as variações meteorológicas. ....................................................................................... 93

Figura 5.1 - Barras de saída dos retificadores e respectivos medidores de corrente (créditos:

Votorantim Metais). ................................................................................................................. 98

Figura 5.2 - Diagrama unifilar simplificado do sistema elétrico após inclusão da usina solar

fotovoltaica e conversor c.c. ..................................................................................................... 99

Figura 5.3 - Corrente de saída de uma string da Usina Fotovoltaica Tesla durante o dia

23/02/2017. ............................................................................................................................. 100

Figura 5.4 - Corrente de carga da planta de Três Marias após um comando para redução da

corrente de 200 kA para 120 kA (créditos: Votorantim Metais). ........................................... 100

Figura 0.1 - Curva V x I e característica de potência de um filme de 100 m de OPV com o

equivalente a 126.000 células conectadas em série [40]. ....................................................... 117

Figura 0.2 - Variação na característica V x I com sombreamento parcial para células de silício

(a) e OPV (b) [44]. .................................................................................................................. 118

Figura 0.1 - Sistema de controle proposto para o conversor. ................................................. 121

Figura 0.2 - Visão geral do sistema de controle em conjunto com a planta do conversor. .... 122

Figura 0.1 - Resultados mês a mês da simulação PVsyst considerando conexão através de

inversor. .................................................................................................................................. 125

Figura 0.2 - Diagrama de perdas anuais considerando conexão com rede c.a. através de

inversor. .................................................................................................................................. 125

Figura 0.3 - Resultados mês a mês da simulação PVsyst considerando conexão através do

conversor c.c. - c.c. ................................................................................................................. 126

Figura 0.4 - Diagrama de perdas anuais considerando conexão direta com processo através de

conversor c.c. - c.c. ................................................................................................................. 126

LISTA DE TABELAS

Tabela 2.1 - Comparação entre sistema convencional e conectado diretamente em c.c. para

variação de parâmetros. ............................................................................................................ 44

Tabela 2.2 - Comparação entre sistemas fotovoltaicos convencionais e conceito proposto para

alimentação de um processo industrial e c.c............................................................................. 48

Tabela 3.1 - Dados da irradiância média mensal (kWh/m²/dia) para a microrregião de Três

Marias. ...................................................................................................................................... 51

Tabela 3.2 - Características elétricas principais do painel Yingli YL250P-29b. ..................... 54

Tabela 3.3 - Dados preliminares de dimensionamento da usina. ............................................. 61

Tabela 3.4 - Características elétricas principais dos cabos solares dos fabricantes General

Cable, Nexans e Prysmian. ....................................................................................................... 62

Tabela 3.5 - Relação entre comprimento dos cabos, área da usina e perdas de condução

associadas, para condição de cabos de 240 mm² limitados a 30% da sua máxima capacidade

de corrente. ............................................................................................................................... 64

Tabela 3.6 - Comparativo entre dimensionamento máximo da usina e o praticado. ................ 65

Tabela 3.7 - Sumário do projeto da usina solar fotovoltaica. ................................................... 67

Tabela 4.1 - Variação da tensão de máxima potência e valor da máxima potência de um

cluster conforme mudança na temperatura e irradiância. ......................................................... 70

Tabela 4.2 - Características elétricas do conversor e módulos Buck projetados. ..................... 73

Tabela 4.3 - Sumário de perdas calculadas para o IGBT e o diodo de um módulo Buck do

conversor operando em condição nominal. .............................................................................. 78

Tabela 4.4 - Produção de energia e economia financeira esperados. ....................................... 95

Tabela 0.1 - Levantamento de mercado sobre painéis solares de silício policristalino. ......... 119

LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS

c.c. Corrente contínua

c.a. Corrente alternada

MPPT Maximum Power Point Tracking, ou Rastreamento do Ponto de Máxima

Potência

MPP Maximum Power Point, ou Ponto de Máxima Potência

OPV Organic Photovoltaic, ou Fotovoltaico Orgânico

STC Standard Test Conditions, ou Condições Padrão de Teste

NREL National Renewable Energy Laboratory, ou Laboratório Nacional de

Energias Renováveis

ABNT Associação Brasileira de Normas Técnicas

MOSFET Metal-Oxide-Semiconductor Field-Effect Transistor, ou Transistor de Efeito

de Campo Metal-Óxido-Semicondutor

IGBT Insulated-Gate Bipolar Transistor, ou Transistor Bipolar de Gate Isolado

MCC Modo de Condução Contínua

MCD Modo de Condução Descontínua

RMS Root Mean Square, ou valor eficaz

PI Proporcional-Integral

PWM Pulse-Width Modulation, ou Modulação por Largura de Pulso

PR Performance Ratio

EPBT Energy Pay-Back Time, ou Tempo de retorno de Energia

LISTA DE SÍMBOLOS

P Potência

η Eficiência

Vcc Tensão em corrente contínua

Pmax Potência máxima

Voc Tensão de circuito aberto (Open Circuit)

Isc Corrente de curto-circuito (Short Circuit)

Vmp Tensão de máxima potência (Maximum Power)

Imp Corrente de máxima potência (Maximum Power)

PCE Eficiência (Power Conversion Efficiency)

Wp Watt-pico

Wca Potência em W do lado c.a. da instalação

Wcc Potência em W do lado c.c. da instalação

Vi Tensão de entrada (input)

Vo Tensão de sáida (output)

fsw Frequência de chaveamento (switching)

T Período de chaveamento

d Razão cíclica (duty cycle)

L Relativo ao indutor L

C Relativo ao capacitor C

∆I Ripple de corrente pico-a-pico

ÎL Corrente média no indutor

VCE Tensão coletor-emissor

IC Corrente de coletor

VF Queda de tensão de polarização direta no diodo (forward)

IF Corrente de polarização direta no diodo (forward)

Eon Energia de comutação desligado-ligado

Eoff Energia de comutação ligado-desligado

Err Energia de recuperação reversa do diodo

Ts Período de simulação

Veq Tensão equivalente de Thevenin da usina

Req Resistência equivalente de Thevenin da usina

∆V Incremento de tensão do método Perturba & Observa

di/dt Derivada da corrente no tempo, ou taxa de variação da corrente

Imax-fv Máxima corrente nominal admissível para a usina fotovoltaica

∆Imax-pr Máxima variação de corrente tolerada pelo processo

∆Imax-fv Máxima variação de corrente estimada para a usina fotovoltaica

∆tpr Duração da variação da corrente do processo

∆tfv Duração da variação da corrente da usina fotovoltaica

SUMÁRIO

1 INTRODUÇÃO ........................................................................................................ 29

1.1 Contextualização e relevância .................................................................................... 29

1.2 Objetivos .................................................................................................................... 32

1.3 Contribuições.............................................................................................................. 32

1.4 Organização do texto .................................................................................................. 32

2 CONEXÃO DE GERAÇÃO FOTOVOLTAICA EM PROCESSOS

INDUSTRIAIS DE CORRENTE CONTÍNUA ................................................................... 35

2.1 Processos industriais de corrente contínua: a eletrólise ............................................. 35

2.2 Sistemas fotovoltaicos convencionais ........................................................................ 37

2.2.1 A tecnologia orgânica fotovoltaica (OPV) ................................................................. 41

2.3 Sistemas fotovoltaicos e cargas em corrente contínua ............................................... 41

2.3.1 Requisitos da injeção direta de geração fotovoltaica em processos c.c. .................... 45

2.4 Análise comparativa ................................................................................................... 47

2.5 Conclusão do capítulo ................................................................................................ 48

3 PROJETO DE UMA USINA FOTOVOLTAICA PARA ALIMENTAÇÃO DE

PROCESSO INDUSTRIAL EM CORRENTE CONTÍNUA ............................................. 51

3.1 Caso de estudo ............................................................................................................ 51

3.1.1 Características ambientais .......................................................................................... 51

3.1.2 Sistema elétrico existente ........................................................................................... 52

3.1.3 Seleção do painel solar ............................................................................................... 53

3.2 Premissas de projeto ................................................................................................... 54

3.3 Concepção da planta fotovoltaica............................................................................... 54

3.3.1 Determinação do fator de utilização de área .............................................................. 55

3.3.2 Dimensionamento da usina solar fotovoltaica ............................................................ 59

3.3.3 Dimensionamento dos cabos ...................................................................................... 61

3.3.4 Distribuição e arranjo dos painéis .............................................................................. 65

3.4 Concepção do conversor eletrônico ........................................................................... 66


4 TECNOLOGIA DA SOLUÇÃO ............................................................................ 69

4.1 Topologia do conversor ............................................................................................. 69

4.1.1 Funcionamento do conversor Buck ........................................................................... 74

4.2 Dimensionamento e especificação de componentes .................................................. 76

4.2.1 Seleção dos semicondutores ...................................................................................... 76

4.2.2 Dimensionamento dos elementos passivos ................................................................ 79

4.3 Estratégia de controle ................................................................................................. 80

4.3.1 Modelagem do sistema .............................................................................................. 80

4.3.2 Cálculo do controlador ............................................................................................... 83

4.3.3 Alternativa para projeto do controlador ..................................................................... 85

4.3.4 Algoritmo de rastreamento de máxima potência (MPPT) ......................................... 85

4.3.5 Configuração Interleaving ......................................................................................... 87

4.4 Resultados de simulação ............................................................................................ 88

4.4.1 Operação em condições nominais .............................................................................. 90

4.4.2 Operação no cenário de mudanças meteorológicas ................................................... 92

4.5 Simulação PVsyst ...................................................................................................... 94


5 INTEGRAÇÃO DA USINA FOTOVOLTAICA COM O PROCESSO

INDUSTRIAL......................................................................................................................... 97

5.1 Conexão com o processo ........................................................................................... 97

5.2 Regulação de corrente ................................................................................................ 99

5.2.1 Alternativas para a regulação de corrente ................................................................ 102

5.3 Conclusão do capítulo .............................................................................................. 103

6 CONCLUSÃO E CONSIDERAÇÕES FINAIS .................................................. 105

6.1 Propostas de continuidade ....................................................................................... 107

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ............................................................................... 109

APÊNDICE A - A TECNOLOGIA ORGÂNICA FOTOVOLTAICA ........................... 113

APÊNDICE B - LEVANTAMENTO DE MERCADO SOBRE PAINÉIS SOLARES DE

SILÍCIO POLICRISTALINO ............................................................................................ 119

APÊNDICE C - ALTERNATIVA DE IMPLEMENTAÇÃO DE CONTROLE PARA

CONTINUIDADE DE ESTUDOS ...................................................................................... 121

APÊNDICE D - CÓDIGO DE IMPLEMENTAÇÃO DO ALGORÍTMO PERTURBA &

OBSERVA ............................................................................................................................. 123

APÊNDICE E - RESULTADOS DA SIMULAÇÃO NO PVSYST ................................. 125

29

1 INTRODUÇÃO

1.1 Contextualização e relevância

A busca por fontes renováveis de energia se intensifica cada vez mais no mundo. Quer seja

por seu caráter de "energia limpa", quer seja pelos benefícios da diversificação da matriz

energética, este segmento de geração tem alcançado ano após ano uma posição de maior

destaque frente às alternativas convencionais, como as provenientes da queima de

combustíveis fósseis. Ao fim de 2015, as energias renováveis representavam 23,7% da

produção mundial de eletricidade, sendo que em 2016 esse número chegou a 24,5% [1], [2]. E

dentre as alternativas de energia renovável, a que tem apresentado maior crescimento nos

últimos anos é a enegia solar fotovoltaica.

No mesmo período (final de 2015 a final de 2016), a participação global na geração de

energia do segmento solar passou de 1,2% para 1,5%, sendo que dos 312 bilhões de dólares

registrados como investimentos no setor de renováveis no mundo todo em 2015, mais da

metade foram destinados à energia fotovoltaica (o restante dividido entre eólica,

biocombustíveis, geotérmica, e até mesmo hidroelétrica) [3]. A capacidade instalada global de

energia fotovoltaica subiu de 228 GW em 2015 para 303 GW em 2016, um aumento de 33%,

ou 75 GW, em apenas 1 ano. Para se ter esse número em perspectiva, o valor é superior à

capacidade total instalada no mundo ao final de 2011, que era de apenas 70 GW, e representa

a instalação de cerca de 31 mil painéis solares a cada hora. No ano de 2016 também foi

alcançado o valor de 0,41 dólares por watt, menor valor já registrado para esta tecnologia,

representando queda de 29% em relação ao ano anterior.

Todos estes dados demonstram que a energia fotovoltaica deve ser observada como uma fonte

de geração sólida na matriz energética mundial para os próximos anos. Sua participação tem

avançado de forma exponencial, e diversos aspectos demonstram que a tecnologia ainda está

em tendência de crescimento, uma vez que os custos continuam diminuindo, a eficiência dos

painéis aumentando, e governos tem progressivamente desenvolvido legislações de incentivo

a esse processo.

Neste cenário, contudo, o Brasil não ocupa posição de destaque no mundo. Embora

classificado como o terceiro maior produtor de energia renovável do planeta (quando

incluídas as hidrelétricas), o setor fotovoltaico ainda não representa nem 1% da matriz

energética brasileira. Na contramão desse fato, a Figura 1.1 mostra que o país apresenta um

30

dos maiores potenciais para produção de energia solar

países considerados grandes produtores na Europa, e

mundial de geração fotovoltaica,

Brasil). Esses números corroboram

ao mercado mundial, possui um enorme potencial a ser explorado

alternativa.

Figura 1.1 - Mapa da irradia

Um aspecto importante sobre a energia fotovoltaica é que ela é intrinsecamente gerada em

corrente contínua (c.c.) nos painéis solares

predominantemente concebidos para corrente alternada (c

tipicamente dotadas de conversores eletrônicos

Estes conversores permitem que a energi

rede da concessionária, uma vez que é compatível com os sistemas e

Todavia, no meio industrial existem diversos processos que utilizam energia elétrica em larga

escala e em sua forma de c.c. A

de metais como cobre, alumínio ou zinco

contínua que são obtidos através do uso de transformadores associados a retificadores. Desta

forma, uma empresa que possua uma planta de eletrólise e que deseje utilizar a energia

fotovoltaica para contribuir como uma geração de energia local, invariavelmente

conectar essa geração à rede c.a., uma vez que as soluções comerciais de mercado

somente baseadas em inversores. Assim, a energia seria gerada em c

convertida para c.a. no inversor, transmitida pela rede c

novamente para c.c. pelo retificador. Sabendo

dos maiores potenciais para produção de energia solar do mundo, sendo maior que diversos

grandes produtores na Europa, e até mesmo superior ao da

com capacidade instalada de 43.050 MW (contra 21 MW do

corroboram a afirmativa de que o Brasil, embora atrasado em relação

possui um enorme potencial a ser explorado nesse tipo de energia

Mapa da irradiação horizontal global no mundo [3].

aspecto importante sobre a energia fotovoltaica é que ela é intrinsecamente gerada em

nos painéis solares. Porém, sendo os sistemas elétricos do mundo todo

predominantemente concebidos para corrente alternada (c.a.), as aplicações

tipicamente dotadas de conversores eletrônicos do tipo c.c. - c.a., os chamados "inversores".

Estes conversores permitem que a energia gerada seja facilmente consumida ou reintegrada à

rede da concessionária, uma vez que é compatível com os sistemas e as cargas já existentes.


c. A eletrólise, por exemplo, um processo utilizado na fabricação

como cobre, alumínio ou zinco, normalmente requer altos valores de corrente

que são obtidos através do uso de transformadores associados a retificadores. Desta

rma, uma empresa que possua uma planta de eletrólise e que deseje utilizar a energia

fotovoltaica para contribuir como uma geração de energia local, invariavelmente

, uma vez que as soluções comerciais de mercado

somente baseadas em inversores. Assim, a energia seria gerada em c.c. nos painéis solares,

no inversor, transmitida pela rede c.a. até o transformador, e convertida

pelo retificador. Sabendo-se que o inversor, a rede de transmissão

maior que diversos

ao da China, líder

contra 21 MW do

, embora atrasado em relação

nesse tipo de energia

aspecto importante sobre a energia fotovoltaica é que ela é intrinsecamente gerada em

os sistemas elétricos do mundo todo

as aplicações solares são

, os chamados "inversores".

a gerada seja facilmente consumida ou reintegrada à

cargas já existentes.


letrólise, por exemplo, um processo utilizado na fabricação

, normalmente requer altos valores de corrente

que são obtidos através do uso de transformadores associados a retificadores. Desta

rma, uma empresa que possua uma planta de eletrólise e que deseje utilizar a energia

fotovoltaica para contribuir como uma geração de energia local, invariavelmente teria que

, uma vez que as soluções comerciais de mercado para tal são

nos painéis solares,

até o transformador, e convertida

a rede de transmissão, o

31

transformador e o retificador, todos são elementos não-ideais do sistema elétrico, e que

portanto possuem perdas associadas, chega-se naturalmente à conclusão de que parte

significativa da energia gerada nos painéis solares é perdida antes mesmo de ser

disponibilizada para o processo.

O presente trabalho propõe para o caso de tais processos industriais a conexão da geração

fotovoltaica com o processo seja feita diretamente na forma de c.c., através do uso de

conversores c.c. - c.c. mais simples. Pretende-se assim apresentar à indústria um conceito de

utilização da energia fotovoltaica mais viável financeiramente, através do melhor

aproveitamento da energia gerada e da redução de perdas elétricas. Os benefícios

mencionados serão observados especialmente pelos seguintes fatores: diminuição da corrente

proveniente da rede elétrica nos momentos de incidência solar, reduzindo assim perdas no

transformador e retificador; diminuição das perdas associadas à energia solar gerada em

relação à solução tradicional com inversor, pois esta não irá fluir pela rede elétrica c.a.; e

redução nas perdas de conversão, uma vez que o conversor c.c. - c.c. necessário será mais

simples e eficiente do que os inversores típicos.

Esta mudança de paradigma certamente está vinculada a uma série de restrições e limitações

que não são observadas nas aplicações comerciais vigentes. Questões como a transmissão da

energia por longas distâncias sem permitir o uso de transformadores para elevar a tensão, e a

estabilidade da corrente c.c. no processo de eletrólise mesmo durante oscilações

meteorológicas, serão investigadas e analisadas de forma a não representarem um

impedimento para a alternativa proposta.

Alguns estudos encontrados na literatura já endereçaram o tema do uso da energia solar

fotovoltaica diretamente em c.c., contudo com abordagens diferentes. A maior parte das

referências encontradas trata do tema como uma variação topológica para conversores

eletrônicos utilizados no contexto de microrredes [4], [5], [6], [7], [8]. Nesse caso, o foco é na

alimentação de cargas menores, usualmente em um cenário de consumo em menor escala e

ainda sem muita viabilidade prática. Outras referências tratam de aplicações em sistema

isolados, onde a energia solar pode ser a única fonte viável da localidade [9]. E há ainda

alguns artigos que sugerem o uso de energia solar fotovoltaica na alimentação de processos de

eletrólise, mas em pequena escala e autônomos, sem que haja a possibilidade de alimentação

paralela pela rede elétrica [10], [11].

Por sua vez, o presente trabalho se diferencia ao sugerir um conceito que pode ser

amplamente utilizado em uma aplicação prática, industrial e de grande porte. Não há a

pretenção de a proposição ser vista como uma alternativa excludente à alimentação elétrica

32

proveniente da concessionária, mas sim um complemento que propicie economia financeira

para seu investidor. O conceito sugerido será desenvolvido através de um estudo de caso,

considerando uma planta real de eletrólise, que possibilite demonstrar os passos para o projeto

de uma usina solar com conexão direta ao processo, seus benefícios frente à abordagem

convencional e suas restrições.

1.2 Objetivos

Os objetivos desse trabalho são:

Propor um conceito inovador para o uso da energia fotovoltaica que propicie maior

retorno sobre investimento e favoreça sua viabilidade econômica;

Destacar as vantagens de utilização da tecnologia frente às alternativas convencionais

e oferecidas pelo mercado;

Identificar as restrições, limitações e dificuldades da implantação da tecnologia;

Propor uma forma de implementação do conceito que aborde todas as restrições

mapeadas;

Demonstrar, através de um estudo de caso e simulações computacionais, a viabilidade

técnica da solução.

1.3 Contribuições

As principais contribuições que se espera alcançar através desse trabalho são:

Introduzir um conceito viável para o uso da energia solar fotovoltaica no meio

industrial que ofereça maior vantagem em relação às alternativas disponíveis;

Servir como referência técnica para futuros projetos na implementação desse conceito

em aplicações reais;

Incentivar a diversificação da matriz energética e o uso de fontes renováveis de

energia no Brasil e no mundo.

1.4 Organização do texto

Este trabalho se organiza em seis capítulos. No Capítulo 1 são apresentadas as motivações

para o estudo, seus objetivos, suas contribuições pretendidas e a estrutura do texto. O Capítulo

2 aborda o conceito apresentado em detalhes, contrastando-o com a solução típica de mercado

e identificando benefícios e restrições. No Capítulo 3 se discute como colocar o conceito

proposto em prática, projetando uma usina solar fotovoltaica através de um estudo de caso

33

baseado em uma planta real. O Capítulo 4 é dedicado à implementação do caso de estudo

através da especificação do hardware de potência e concepção dos conversores, apresentando

desde a especificação dos componentes, as técnicas de controle utilizadas e resultados de

simulação. O Capítulo 5 se trata especificamente da integração da usina de geração

fotovoltaica com o processo, e das restrições a serem observadas para que essa conexão se dê

de forma compatível com as necessidades industriais. Por fim, o capítulo 6 tece as conclusões

e propostas de continuação do trabalho.

35

2 CONEXÃO DE GERAÇÃO FOTOVOLTAICA EM PROCESSOS INDUSTRIAIS

DE CORRENTE CONTÍNUA

Este capítulo é dedicado à contextualização do leitor para detalhes da implementação de

plantas de eletrólise e usinas de geração fotovoltaica conforme tipicamente disponível no

mercado, e a fazer um paralelo com o novo conceito proposto, que prevê a conexão direta em

processos industriais em corrente contínua. Pretende-se, dessa forma, explorar os principais

benefícios esperados e as restrições que deverão ser endereçadas durante um projeto prático

desta natureza.

2.1 Processos industriais de corrente contínua: a eletrólise

A eletrólise é um processo eletroquímico no qual uma reação química ocorre em decorrência

da passagem de uma corrente elétrica contínua. No meio industrial, ela é em geral utilizada na

produção de metais como cobre, zinco e outros, e em alguns tratamentos de superficie. O

processo consiste basicamente na condução de corrente contínua por placas que funcionam

como eletrodos anodo e catodo, separadas através de um meio líquido chamado eletrólito. A

condução de corrente provoca o depósito do elemento químico nos eletrodos que, após um

período determinado, podem ser retirados do meio aquoso para raspagem do material. A

Figura 2.1 mostra duas fotos de células de eletrólise reais utilizadas para esse propósito, para

referência (fonte: google images).

(a)

36

(b)

Figura 2.1 - Exemplos de células de eletrólise reais em aplicações industriais.

Eletricamente, uma planta industrial de eletrólise pode ser modelada como uma bateria em

processo de recarga, ou seja, uma impedância em série com uma fonte de tensão ideal com

polaridade oposta ao sentido da corrente. Na prática, isto quer dizer que uma determinada

célula de eletrólise deverá apresentar pouca variação de tensão em função da corrente de

carga. A planta de eletrólise é dimensionada com base na produção do material que se busca,

portanto, é necessário determinar as dimensões das placas de anodo e catodo, o espaçamento

entre elas, a quantidade, a concentração do material no eletrólito, e com base nesses dados, os

parâmetros elétricos são calculados.

A corrente elétrica, responsável pelo depósito do material a ser produzido, é a principal

responsável pela qualidade e produtividade do processo. Correntes abaixo do valor ótimo

calculado irão proporcionar uma produtividade menor que a máxima para aquelas

circunstâncias, enquanto correntes acima do valor ótimo podem causar má formação do

material e perda de qualidade. Além disso, oscilações no valor dessa corrente acarretarão

variações na deposição do material que, por sua vez, também prejudicam a formação do

depósito e sua qualidade. Por essa razão, a eletrólise só pode ser feita com corrente contínua.

Ao longo da vida útil de uma célula de eletrólise, a tensão observada em seus terminais pode

sofrer pequenas oscilações com consequente aumento do consumo elétrico, fruto da variação

da resistividade causada pela deterioração natural dos contatos dos eletrodos. Similarmente,

ao longo de um período de depósito, a tensão observada nos terminais também está sujeita a

37

flutuações em decorrência da variação da resistividade causada pelo aumento do depósito.

Isso faz com que os sistemas elétricos de alimentação de tais processos precisem de um

mínimo controle de corrente, de forma a compensar tais oscilações e proporcionar, na maior

parte do tempo possível, a corrente calculada para maior produtividade e melhor qualidade do

produto.

Tipicamente, plantas de eletrólise são alimentadas através de transformadores conectados à

rede elétrica c.a. Esses, por sua vez, suprem retificadores de grande porte. O controle da

corrente de saída normalmente é feito por uma dentre duas opções distintas: a primeira,

através do uso de retificadores tiristorizados, que podem regular sua corrente de saída pela

variação do ângulo de disparo de condução; a segunda, mediante transformadores com

regulação de tap sob carga. Ambas as tecnologias permitem a regulação da corrente

dinamicamente, acompanhando a necessidade elétrica à medida que as condições evoluem.

2.2 Sistemas fotovoltaicos convencionais

Geração Fotovoltaica é o nome dado ao fenômeno físico-químico conhecido desde o século

19 que trata da conversão de luz em eletricidade, e que pode ser observado em materiais

semicondutores por decorrência do chamado "efeito fotovoltaico". Embora as primeiras

células de silício monocristalino capazes de gerar energia através da luz solar datem da

década de 1950, somente a partir da década de 1990 é que essa tecnologia se tornou acessível

ao mercado, através da produção em série dos primeiros inversores solares [12].

Os inversores são elementos essenciais à produção de energia solar fotovoltaica na forma

convencional porque convertem a energia c.c. gerada nas células solares para c.a., tornando-a

compatível com os sistemas de distribuição e de consumo mais amplamente utilizados no

mundo. Os inversores solares podem ser classificados de acordo com sua aplicação, conforme

abaixo [12]:

1. Inversores integrados a painéis solares, tipicamente com potências da ordem de 50 a

400 W, para aplicações geralmente isoladas e com somente um painel;

2. Inversores de strings (para uma associação de painéis em série), tipicamente com

potências da ordem de 0,4 a 2 kW, para plantas solares residenciais pequenas;

3. Inversores multistring (com mais de uma string em paralelo), tipicamente com

potências da ordem de 1,5 a 6 kW, para plantas solares residenciais médias ou

grandes;

4. Inversores de mini centrais, normalmente com topologia trifásica e utilizados de forma

modular em plantas de até 100 kW, com valores unitários entre 6 e 15 kW;

38

5. Inversores centrais, empregados em grandes centrais solares com capacidade total da

ordem de MW, e cujos inversores unitários alcançam de 100 a 1.000 kW.

Embora a energia solar fotovoltaica tenha emergido dos seus primórdios como uma

alternativa indicada para sistemas isolados (tipicamente para locais remotos e até mesmo em

aplicações espaciais), ela só alcançou um maior destaque no mercado convencional quando as

pequenas centrais geradoras residenciais se tornaram viáveis. Houve assim a expansão do que

é chamado de "geração descentralizada", onde os produtores entregavam à concessionária a

energia gerada em troca de abatimento na conta. Todavia, com o passar do tempo, esse

conceito também foi se mostrando pouco representativo, ao passo que nos últimos anos a

geração descentralizada vem perdendo relevância frente às grandes usinas fotovoltaicas

centralizadas. Conforme mostra a Figura 2.2, o percentual de novas instalações no mundo

provenientes de grandes usinas centralizadas cresceu de menos de 10% em 2006 para mais de

70% em 2016. No mesmo período, o incremento das instalações associadas aos sistemas

isolados, que já não era grande em 2006, passou a ser quase irrisória ao fim da década. Estes

números demonstram que a energia fotovoltaica apresenta atualmente uma forte tendência

para os empreendimentos de grande porte e com uso de topologias de inversores centrais.

Figura 2.2 - Incremento anual da capacidade mundial instalada de energia fotovoltaica, dividida entre

sistemas isolados, conectados descentralziados e conectados centralizados [2].

Existem no mercado diversos fabricantes de inversores solares, os quais oferecem produtos

com as mais variadas características e potências nominais. Entretanto, essencialmente, estes

equipamentos possuem a mesma estrutura básica, apresentada em destaque na Figura 2.3. Os

inversores solares possuem basicamente três estágios principais, sendo eles o conversor c.c. -

c.c., o barramento c.c. e a ponte inversora (conversor c.c. - c.a.). O conversor c.c. - c.c. de

39

entrada é responsável por realizar o algoritmo de rastreamento de máxima potência (ou

MPPT, do inglês Maximum Power Point Tracking) e entregar a energia gerada nos painéis

solares ao barramento c.c. de forma estável, ou seja, no nível de tensão definido por projeto e

de forma independente das condições meteorológicas (irradiação, temperatura etc.). Já a ponte

inversora tem a função de injetar a energia gerada na rede c.a., transformando a corrente

contínua em alternada através do chaveamento de dispositivos semicondutores.

Figura 2.3 - Estrutura de módulos típica de um inversor solar.

Os inversores solares, portanto, disponibilizam a energia gerada em um nível de tensão c.a.

fixo e predeterminado, mas que nem sempre está adequado à conexão direta com as cargas

consumidoras ou com a rede elétrica. Nesses casos, faz-se necessário acrescentar à estrutura

típica da instalação apresentada na Figura 2.3 um transformador, que será responsável por

compatibilizar os níveis de tensão de saída do inversor com a rede elétrica.

É importante salientar que em aplicações convencionais a conexão do sistema de geração

solar quase sempre se dará diretamente com a rede da concessionária. Isso ocorre porque a

geração é intermitente e depende de condições meteorológicas. Logo, não é uma fonte

confiável para aplicação direta à carga. Dessa forma, a conexão direta com a rede da

concessionária possibilita que toda energia gerada por uma determinada usina solar seja

consumida por outras cargas do sistema, eliminando portanto a necessidade de dispositivos

armazenadores de energia. Caso contrário, sem que houvesse conexão com a rede ou

elementos armazenadores, a usina solar estaria limitada a somente gerar energia nos

momentos onde o consumo estivesse habilitado, o que pode nem sempre ser verdade devido

ao caráter variável das condições meteorológicas. Por esse motivo, diz-se que o sistema de

geração solar convencional, com inversores injetando a energia gerada na rede em c.a., possui

a rede como um "armazenador de energia", em analogia ao que seria realizado por exemplo

por um banco de baterias. Já os sistemas com conexão direta à carga, em geral, são utilizados

em aplicações isoladas onde a fonte solar é a única responsável pela alimentação da carga, e

na maior parte dos casos possuem baterias como armazenadores de energia.

40

Os painéis solares, por sua vez, possuem um comportamento elétrico usualmente descrito pela

chamada "Curva I-V". A Figura 2.4(a) apresenta como exemplo a curva I-V de um painel

solar do modelo YL250P-29b do fabricante Yingli Solar em condições nominais (irradiância

de 1.000 W/m² e temperatura 25°C) [13]. Este gráfico mostra que o painel solar possui uma

relação de corrente e tensão que não tende ao infinito quando a outra variável tende a zero, e

que apresenta um ponto cujo produto é máximo. Sabendo que o produto da tensão pela

corrente é definido como a potência elétrica, o ponto de máximo é chamado de "ponto de

máxima potência", ou MPP (do inglês, maximum power point). O gráfico apresentado na

Figura 2.4(b) mostra a potência de saída do referido painel em função da tensão em seus

terminais, onde se nota claramente que para uma dada condição de irradiância e temperatura,

o painel só possui um ponto de operação em que sua potência de saída é máxima.

(a)

(b)

Figura 2.4 - Curva I-V (a) e curva de potência (b) do painel Yingli YL250P-29b.

Já o comportamento elétrico de uma usina solar fotovoltaica completa nada mais é que o

somatório dos gráficos apresentados na Figura 2.4 para cada painel, com a exceção de que os

arranjos em série e paralelo dos painéis devem ser levados em conta. Painéis associados em

série estão sujeitos às mesmas correntes, mas o conjunto apresenta uma tensão total que é a

soma das tensões individuais, ao passo que conjuntos em paralelo possuem a mesma tensão

entre si, mas agregam suas correntes de forma incremental em um mesmo nó. De forma

41

simplificada, tem-se que para uma dada condição meteorológica, uma curva similar à

apresentada na Figura 2.4(b) indica qual a máxima potência a ser extraída da usina. Assim

funciona o algoritmo de rastreamento de máxima potência, através do controle da tensão ou

da corrente de entrada do conversor, o ponto de operação na curva pode ser variado, até que a

potência máxima seja alcançada.

Entretanto, há que se destacar que, dependendo da formação dos arranjos série e paralelo e da

quantidade de painéis, sombreamentos parciais podem levar à limitação da corrente de um

arranjo série e à criação de máximos locais na curva da Figura 2.4(b), mesmo que essa

condição só seja observada em um painel. Tal efeito pode ser evitado aumentado-se o número

de entradas com MPPTs nos conversores, sendo que a condição ótima seria a da instalação de

um conversor com MPPT por cada painel solar (o que em geral não é viável

economicamente).

As usinas de geração fotovoltaca convencionais são, portanto, um valioso recurso para

extração de energia renovável e distribuída. Destacam-se entre suas vantagens a possibilidade

de geração próxima ao consumo, o uso da rede c.a. como armazenador de energia e a

possibilidade de se empregar transformadores elevadores para transmitir a energia gerada por

longas distâncias com menos perdas de condução. Em contrapartida, o uso da conversão c.c. -

c.a. e de transformadores diminuem a eficiência da geração, bem como representam um custo

considerável para a implantação do sistema, o que prejudica o retorno do investimento.

2.2.1 A tecnologia orgânica fotovoltaica (OPV)

Uma tendência recente no mercado de energia fotovoltaica é o uso da tecnologia de materiais

orgânicos (chamada OPV, do inglês Organic Photovoltaic). No entanto, o presente trabalho

não dará ênfase a esse tipo de aplicação, uma vez que a tecnologia ainda se encontra em fase

experimental e com poucos resultados práticos e aplicações comerciais disponíveis. Ainda

assim, uma breve discussão técnica do assunto é apresentada no APÊNDICE A - A

TECNOLOGIA ORGÂNICA FOTOVOLTAICA para referência do leitor.

2.3 Sistemas fotovoltaicos e cargas em corrente contínua

Conforme apresentado na seção anterior, as usinas de geração solar fotovoltaicas no mundo

todo são majoritariamente implementadas utilizando-se inversores (conversores c.c. - c.a.).

Isso se deve ao fato de que os sistemas elétricos de distribuição e, por conseguinte, a grande

maioria das cargas elétricas, são estabelecidos para alimentação em c.a. Mesmo no meio

42

residencial, onde grande parte das cargas é originalmente em c.c. (como computadores,

televisões, carregadores de celular, dentre outros), a alimentação deve ser feita em c.a., pois

os dispositivos não suportam c.c. diretamente. Por esse motivo, conversores eletrônicos c.c. -

c.c. para aplicações solares não são encontrados no mercado, uma vez que não são

diretamente aplicáveis no contexto atual.

No entanto, num cenário onde uma grande indústria metalúrgica pretenda construir uma usina

solar fotovoltaica para contribuir na alimentação elétrica de seu processo de eletrólise, o uso

de conversores c.c. - c.c. ao invés dos inversores solares típicos pode representar uma

vantagem no que tange ao ganho de eficiência energética [14]. E sendo um empreendimento

de grande porte, a fabricação dos conversores c.c. - c.c. não convencionais pode ser algo

viável financeiramente. Considere como exemplo uma indústria dotada de um processo de

eletrólise alimentado através de um conjunto transformador e retificador. O diagrama elétrico

simplificado desse sistema é apresentado na Figura 2.5(a), onde os valores de eficiência do

transformador e do retificador foram arbitrados, mas representam uma boa aproximação para

valores reais nessa aplicação. Como mostra a figura, se em determinado instante a carga

consome uma potência de 100%, a potência que é efetivamente demandada da rede elétrica é

de 107,4%. Isto quer dizer que as perdas no transformador e no retificador totalizam 7,4% da

potência consumida pela carga (perdas de condução estão sendo negligenciadas nesse

exemplo ilustrativo).

Considere agora a situação ilustrada na Figura 2.5(b), onde uma planta solar fotovoltaica é

conectada ao sistema, gerando nesse instante uma potência equivalente a 30% da consumida

pela carga. Levando-se em conta que a usina está conectada da forma convencional, ou seja,

através de um inversor em série com um transformador (eficiências novamente arbitradas), e

que a energia gerada será abatida daquela consumida pela carga, então conclui-se que a

demanda da concessionária para alimentar o processo é de 79,5%. Naturalmente, há uma

redução drástica no consumo da concessionária devido à instalação da usina solar. Entretanto,

as perdas elétricas totais que eram de 7,4% na situação original agora se elevaram para 9,5%.

43

(a) (b)

Figura 2.5 - Diagrama elétrico simplificado de um processo de eletrólise de exemplo (a) e o mesmo

processo quando inserida uma usina de geração solar fotovoltaica em paralelo (b).

Por sua vez, a Figura 2.6 exibe a solução alternativa proposta neste trabalho. O inversor solar

é substituído por um conversor c.c. - c.c. mais eficiente, e a energia gerada é injetada

diretamente no nó de alimentação do processo. O transformador não é mais necessário, uma

vez que o conversor realiza a compatibilização entre as tensões da geração e da carga. Nessas

circunstâncias, a demanda da concessionária cai para 75,8%, o que significa que as perdas

totais caem para 5,8% e são menores que nas duas situações descritas anteriormente.

Figura 2.6 - Diagrama elétrico simplificado de um processo de eletrólise com alimentação direta em c.c. de

uma usina solar fotovoltaica.

O conceito proposto, portanto, promove a redução das perdas globais do sistema pois atua em

três aspectos distintos: em primeiro lugar, o conversor c.c. - c.c. é mais eficiente que o

inversor c.c. - c.a. equivalente, uma vez que constitui apenas o primeiro módulo de um

inversor solar comercial típico; em segundo lugar, a energia gerada na usina solar não precisa

fluir pelo transformador e pelo retificador, diminuindo assim as perdas associadas a esses

44

dispositivos; e em terceiro lugar, o controle de corrente do processo pode identificar a injeção

de energia proveniente da geração solar e reduzir a demanda da rede elétrica, reduzindo

também a corrente que passa pelo conjunto transformador e retificador, novamente gerando

menores perdas nesses equipamentos.

Ainda que o exemplo utilizado para demonstrar as vantagens do conceito proposto tenha se

valido de valores arbitrários, é seguro dizer que, em relação à aplicação convencional com

inversores, será sempre mais vantajoso do ponto de vista de eficiência energética. A título de

ilustração, a Tabela 2.1 mostra os resultados obtidos para esse mesmo exercício ao se variar

os valores arbitrados para a potência de geração da usina, a eficiência do inversor e a

eficiência do conversor c.c. - c.c. Como pode ser visto, em qualquer situação a solução

proposta apresenta ganhos quando comparada à solução convencional com inversor, sendo

tais ganhos maiores quanto maior for a geração da usina fotovoltaica, quanto menor for a

eficiência dos inversores e quanto maior for a eficiência do conversor c.c. - c.c. Como

exemplo, suponha o caso apresentado na última coluna da tabela, onde assume-se que a

potência de geração da usina é de 50%, a eficiência do inversor c.c. - c.a. é de 98% e a

eficiência do conversor c.c. - c.c. alternativo é de 95%. Nesse caso, a demanda da rede no

cenário convencional seria de 59,4%, contra 56,4% da abordagem proposta, uma diminuição

de 3% do consumo de energia proveniente da concessionária.

Tabela 2.1 - Comparação entre sistema convencional e conectado diretamente em c.c. para variação de

parâmetros.

P (carga) 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%

η trafo 98% 98% 98% 98% 98% 98% 98% 98% 98%

η retific. 95% 95% 95% 95% 95% 95% 95% 95% 95%

Demanda 107,4% 107,4% 107,4% 107,4% 107,4% 107,4% 107,4% 107,4% 107,4%

P (usina) 30% 30% 30% 10% 10% 10% 50% 50% 50%

η inv. 95% 98% 98% 95% 98% 98% 95% 98% 98%

η trafo 98% 98% 98% 98% 98% 98% 98% 98% 98%

Demanda 79,5% 78,6% 78,6% 98,1% 97,8% 97,8% 60,9% 59,4% 59,4%

η conv. 98% 98% 95% 98% 98% 95% 98% 98% 95%

Demanda 75,8% 75,8% 76,8% 96,9% 96,9% 97,2% 54,8% 54,8% 56,4%

Ganho 3,6% 2,8% 1,8% 1,2% 0,9% 0,6% 6,1% 4,6% 3,0%

45

2.3.1 Requisitos da injeção direta de geração fotovoltaica em processos c.c.

O conceito proposto traz consigo, no entanto, alguns requisitos que precisam ser observados

para que sua implementação seja viável. O primeiro deles diz respeito ao fato de que a carga,

no caso a planta de eletrólise, será alimentada agora por duas fontes distintas em paralelo.

Para que isso seja possível é necessário que o conversor c.c. - c.c. opere como fonte de

corrente, garantindo que toda energia gerada na usina solar será injetada no nó de alimentação

do processo. Com isso, o conversor deve cumular, no mínimo, as seguintes funções:

Compatibilizar os níveis de tensão na geração e na carga;

Realizar o rastreamento de máxima potência; e

Operar como fonte de corrente.

O segundo requisito diz respeito ao controle da corrente total que será injetada na carga.

Conforme exposto anteriormente, é requerido que essa corrente seja aproximadamente

constante em um determinado valor, e uma vez que se propõe a inclusão de novas fontes de

corrente contribuindo para a alimentação de uma mesma carga, surge a necessidade de se

equalizar tais valores para não prejudicar o processo. Sabendo-se que a corrente total na carga

será o somatório das correntes provenientes da rede e da geração fotovoltaica, e ainda que se

deseja extrair a máxima energia possível da usina solar, há que se reduzir a corrente originária

da rede de maneira proporcional à contribuição da energia vinda da geração.

As unidades industriais que operam tais processos possuem um sistema de controle que

possibilita ao operador determinar um valor de corrente desejado (set-point). Assim, o sistema

incrementa ou decrementa a corrente fornecida à carga através de algum mecanismo próprio

(por exemplo, variação de taps do transformador ou ângulo de disparo de tiristores em

retificadores), até que o valor desejado seja observado no ponto de medição. Logo, uma forma

de se viabilizar o conceito proposto é fazendo com que a injeção de corrente proveniente da

fonte de geração fotovoltaica seja feita à montante do ponto de medição original do sistema.

Dessa forma, o controle do processo corrigirá a corrente da carga em função da injeção da

parcela solar, atuando na parcela proveniente da rede da concessionária.

Alternativamente, caso não haja meio físico para que esta injeção da corrente da geração seja

implementada à montante do ponto de medição, a compensação da corrente pode ser realizada

por meio de sinais de comunicação, informando-se ao sistema de controle o valor medido da

corrente da usina fotovoltaica. Assim, o sistema de controle pode fazer a compensação entre o

set-point determinado pelo operador, subtraindo-se o valor registrado pela geração distribuída,

gerando um novo set-point a ser utilizado somente pela fonte proveniente da rede elétrica. A

46

Figura 2.7 apresenta uma ilustração de como deveriam se dar essas duas possibilidades de

conexão, sendo que foi considerado que o sistema de conversão da rede é feito por um

transformador com variação de taps e um retificador a diodos.

(a) (b)

Figura 2.7 - Ponto de conexão da usina fotovoltaica à montante da medição de corrente (a) e a jusante -

corrente precisa ser informada ao controle do processo via rede de dados (b).

O terceiro requisito trata da compatibilização das dinâmicas do controle de corrente original

do processo e da planta solar. Essa necessidade decorre do fato de que em usinas fotovoltaicas

existe a possibilidade constante de variações bruscas e inesperadas na geração de energia, o

que requer reações do sistema de controle do processo nas mesmas proporções. Tome-se

como exemplo o caso de uma usina de geração fotovoltaica que contribui para a alimentação

de uma planta de eletrólise. Caso haja um sombreamento repentino sobre a usina, a corrente

fornecida ao processo por essa fonte de energia tende a cair rapidamente, necessitando que o

sistema de controle do processo recomponha essa perda através do aumento da parcela

proveniente da rede. Isso gera uma necessidade de que o controle tenha a capacidade de se

adaptar a diferentes valores de set-point em um tempo que pode ser relativamente curto.

A referida compatibilização de dinâmicas deve ser aferida da seguinte forma: em primeiro

lugar, determina-se a máxima capacidade dinâmica do sistema de controle do processo de se

adaptar a um novo set-point de corrente. Em seguida, verifica-se a máxima variação de

corrente que pode ser observada na usina fotovoltaica. Nos casos onde o processo tiver uma

capacidade de taxa de variação de corrente superior à da geração distribuída, o requisito está

validado e a solução é possível. Já nos casos em que o sistema não tiver condições de se

adaptar nas mesmas taxas de variações de corrente esperadas para a geração distribuída, então

47

algumas alternativas devem ser consideradas para que não ocorram variações indesejadas no

valor da corrente total que flui pela carga.

A primeira alternativa nesse caso é a limitação da capacidade máxima da usina solar em um

valor que, em termos absolutos, nunca supere a taxa de variação de corrente limite do

processo. Contudo, essa opção pode ser indesejada nos casos em que se procura obter a

máxima capacidade de produção de energia com a geração fotovoltaica. Uma segunda

alternativa seria não limitar a capacidade total, mas sim a produção de energia de forma a não

se extrair a máxima potência possível nos momentos em que a dinâmica desse evento supere a

dinâmica do processo. Como exemplo, após a passagem de nuvens, não aproveitar toda a

energia da reincidência do sol imediatamente até que o processo equalize sua corrente nos

níveis compatíveis. Nesse exemplo, uma forma de se melhorar essa dinâmica se daria com o

uso de algoritmos de previsão de tempo (forecasting), que ajudariam o sistema a prever a

dinâmica da geração solar fotovoltaica, suavizinado suas variações.

Por fim, uma terceira alternativa seria o uso de elementos armazenadores de energia, tais

como bancos de baterias. Dessa forma, a energia gerada pelos regimes de dinâmica mais

acelerada poderia ser armazenada para, paulatinamente, ser provida de volta ao processo

dentro de uma dinâmica mais lenta e que atenda ao limite imposto pelo sistema de controle.

Nessa hipótese, a solução é tecnicamente adequada, mas possui um viés de custo que não

seria observado se as duas primeiras alternativas puderem ser utilizadas.

Respeitados os três requisitos listados, o conceito apresentado não só é tecnicamente viável,

como pode gerar benefícios de redução de custos de aquisição (conversores mais baratos),

diminuição de perdas e economia de energia.

2.4 Análise comparativa

A Tabela 2.2 a seguir sumariza os principais aspectos de comparação entre os sistemas

fotovoltaicos convencionais e o conceito proposto, no contexto de alimentação elétrica de um

processo industrial de grande porte por corrente contínua.

48

Tabela 2.2 - Comparação entre sistemas fotovoltaicos convencionais e conceito proposto para alimentação

de um processo industrial e c.c.

Sistema convencional Sistema proposto

Energia gerada é submetida à rede de distribuição c.a.

Geração fotovoltaica é conectada diretamente à carga c.c.

Corrente no transformador e retificador permanecem iguais

Redução da corrente demandada da rede c.a. (redução de perdas)

Uso de inversores Uso de conversores c.c. - c.c. mais baratos e

mais eficientes (redução do custo e de perdas)

Podem necessitar de transformadores para equalização de tensão

Não utilizam transformadores (redução de custo e de perdas)

Transformadores permitem transmissão em alta tensão

Transmissão é feita em tensões mais baixas - alternativas devem ser exploradas para

diminuir perdas de condução

Utiliza a rede c.a. como armazenador de energia

Armazenadores de energia muito caros (bancos de bateria) - alternativa é consumir

toda a energia gerada

Inversores solares facilmente encontrados no mercado

Novo conceito, conversores precisam ser fabricados sob encomenda

2.5 Conclusão do capítulo

Neste capítulo foi feita uma contextualização do leitor aos conceitos de processo industrial

alimentado em c.c., em particular a eletrólise, e a aspectos gerais da geração fotovoltaica. Em

seguida, foi explicada a proposta de solução alternativa para a conexão de usinas solares para

alimentação de tais processos e demonstradas suas vantagens.

O principal ganho mapeado foi o aumento da eficiência global do sistema, obtido não só pela

diminuição das perdas relativas à energia gerada, mas também das perdas associadas aos

transformadores e retificadores, essenciais aos processos dessa natureza. Além do incremento

da eficiência, é esperada também uma redução do custo de implantação, uma vez que os

conversores c.c. - c.c. são mais simples e não requerem transformadores, quando comparados

à solução dotada de inversores. Observou-se ainda que quanto maior o porte da usina

fotovoltaica, maior a vantagem da nova abordagem sobre a convencional.

Por outro lado, algumas restrições de uso dessa tecnologia foram levantadas. Tais limitações

foram discutidas e chegou-se a alternativas para contorná-las, que serão melhor investigadas

nos capítulos subsequentes.

49

Todo esse cenário leva a um contexto de aumento da viabilidade econômica do

empreendimento e redução do período de retorno, parâmetros estes cruciais para análise de

uma indústria que pretenda investir em formas de geração distribuída e renovável, em especial

a fotovoltaica. Logo, o conceito proposto tem potencial para aumentar a atratividade de

investimentos no setor, levando a uma maior diversificação da matriz energética e

contribuindo para o crescimento das fontes de geração de energia não poluentes.

51

3 PROJETO DE UMA USINA FOTOVOLTAICA PARA ALIMENTAÇÃO DE

PROCESSO INDUSTRIAL EM CORRENTE CONTÍNUA

Neste capítulo são discutidos os passos necessários para o projeto de uma usina solar

fotovoltaica de grande porte a ser utilizada na alimentação de uma planta de eletrólise

industrial, conforme conceito proposto anteriormente.

3.1 Caso de estudo

No intuito de se investigar mais a fundo o conceito sugerido neste trabalho, é desenvolvido

um estudo de caso onde uma usina fotovoltaica de grande porte é projetada para fornecer

energia a uma planta de eletrólise real. Para que a análise tenha mais materialidade, uma

unidade industrial conhecida é utilizada como objeto de exemplo. Pretende-se dessa forma

estabelecer etapas para projetos similares no futuro, investigar alternativas para problemas

encontrados e aferir a viabilidade técnica de sua execução.

3.1.1 Características ambientais

A planta industrial em que esse estudo se baseia está localizada no município de Três Marias,

MG, a cerca de 270 km à noroeste da capital Belo Horizonte. A latitude do local é de 18° sul e

a altitude é de aproximadamente 570 m. A região apresenta uma precipitação média anual de

1200 a 1300 mm e uma irradiância média diária anual de 5,3 kWh/m²/dia. A Tabela 3.1

apresenta as médias diárias de irradiância mês a mês. Os dados foram obtidos do Atlas

Solarimétrico de Minas Gerais - Volume II, publicado em 2016 [15], e indicam que a região é

apropriada para a geração de energia fotovoltaica, tendo irradiação solar alta e índices de

chuva baixos, em comparação com outras regiões do Brasil (a baixa precipitação pode

sinalizar menores períodos de sombreamento por nuvens, o que favorece a geração de

energia).

Tabela 3.1 - Dados da irradiância média mensal (kWh/m²/dia) para a microrregião de Três Marias.

Microrregião Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez

Três Marias 5,4 5,9 5,3 5,3 4,9 4,8 4,9 5,6 5,8 5,8 5,1 5,2

O local escolhido para a construção da usina compreende toda a área de uma barragem de

rejeitos atualmente desativada, incluindo-se os trechos alagados que deverão passar por

drenagem. O espaço fica entre os limites da planta industrial e o prédio da eletrólise, local

52

para onde será destinada a energia gerada.

enquanto a Figura 3.1 (b) mostra

(informações do site Google Maps

(a) Figura 3.1 - Vista aérea da barragem de rejeitos desativada (a) e estimativa de sua área total (b).

Conforme os dados apresentados na

ordem de 550 mil m², sendo que seu perímetro é de aprox. 3,16 km. Apesar da imprecisão no

método utilizado para medição dessa área, considera

do projeto.

3.1.2 Sistema elétrico existente

A planta industrial em questão conta atualmente

capacidade de produção de uma delas é muito superior do que a da outra. Como o objetivo

inicial desse projeto é a economia de energia, decidiu

de maior consumo, possibilitando assim um melhor aproveitamento da energia gerada.

A unidade em questão é alimentada por uma linha de 13,8 kV. São utilizados dois

transformadores, cada um fornecendo energia a um retificador de meia onda a diodos, com

capacidade máxima de 115 kA a

conjunto de barras, projetadas para a capacidade máxima de 230 kA, e que distribuem a

energia para as células de eletrólise.

para onde será destinada a energia gerada. A Figura 3.1 (a) apresenta uma vista aérea do local,

(b) mostra a mesma vista com uma estimativa de sua área total

informações do site Google Maps).

(b) Vista aérea da barragem de rejeitos desativada (a) e estimativa de sua área total (b).

Conforme os dados apresentados na Figura 3.1, a área total da barragem de rejeitos é da

mil m², sendo que seu perímetro é de aprox. 3,16 km. Apesar da imprecisão no

método utilizado para medição dessa área, considera-se a estimativa adequada para esta etapa

conta atualmente com duas unidades de eletrólise, sendo que a


inicial desse projeto é a economia de energia, decidiu-se por utilizar a planta solar

litando assim um melhor aproveitamento da energia gerada.



a 310 Vcc. As saídas dos retificadores são interligadas por um


energia para as células de eletrólise.

apresenta uma vista aérea do local,

uma estimativa de sua área total

Vista aérea da barragem de rejeitos desativada (a) e estimativa de sua área total (b).

, a área total da barragem de rejeitos é da

mil m², sendo que seu perímetro é de aprox. 3,16 km. Apesar da imprecisão no

se a estimativa adequada para esta etapa

com duas unidades de eletrólise, sendo que a


utilizar a planta solar na unidade

litando assim um melhor aproveitamento da energia gerada.



. As saídas dos retificadores são interligadas por um


53

Os transformadores tem relação de transformação nominal de 13,8 para 0,32 kV e comutador

de taps sob carga no primário. Uma vez que o retificador a diodos não é capaz de regular sua

corrente de saída, o controle de corrente do processo (essencial para a produção em vários

aspectos) é realizado através da variação dos taps dos primários dos transformadores.

Em condições normais de operação, essa unidade de eletrólise trabalha em ciclos de depósito

de 48h e com corrente aproximadamente constante no valor de 200 kA. Para esse nível de

corrente, a tensão desenvolvida pela eletrólise e, por conseguinte, a tensão de saída do

retificador, é de cerca de 280 Vcc. A Figura 3.2 apresenta o diagrama unifilar simplificado da

instalação elétrica descrita. O controle de corrente atualmente não é feito de forma automática

e integrada com a medição de corrente, porém os operadores são capazes de alterar o setpoint

de corrente remotamente da sala de controle.

Figura 3.2 - Diagrama unifilar simplificado do sistema elétrico existente da eletrólise.

3.1.3 Seleção do painel solar

Os painéis solares a serem considerados nesse projeto serão baseados no modelo YL250P-29b

do fabricante Yingli Solar [13]. Trata-se de um painel de silício policristalino facilmente

encontrado no mercado, e cujas principais características elétricas para condição STC (do

inglês, Standard Test Conditions, irradiância de 1000 W/m², temperatura do módulo de 25°C,

distribuição espectral de acordo com a norma EN 60904-3, redução média de 3,3% de

efciência relativa de 200 W/m² de acordo com EN 60904-1) são apresentadas na Tabela 3.2.

54

Tabela 3.2 - Características elétricas principais do painel Yingli YL250P-29b.

Descrição Símbolo Quantidade Unidade

Potência máxima Pmax 250 W

Tensão de circuito aberto Voc 37,6 V

Corrente de curto-circuito Isc 8,92 A

Tensão à Pmax Vmp 29,8 V

Corrente à Pmax Imp 8,39 A

Eficiência PCE 15,4 %

As dimensões dos painéis supracitados são 0,99 m x 1,64 m (1,62 m²).

3.2 Premissas de projeto

As seguintes premissas foram escolhidas como fundamentais para o desenvolvimento deste

projeto:

1. Deve-se prezar pela eficiência geral do sistema, visando reduzir o consumo de energia

proveniente da concessionária, diminuir as perdas do sistema existente (transformador

e retificador) e ainda extrair a máxima potência com as menores perdas possíveis do

sistema fotovoltaico;

2. Deve haver o máximo aproveitamento da área disponibilizada para a instalação de

painéis e, por conseguinte, possibilitar a máxima geração de energia para a área,

respeitando-se obviamente os espaços necessários às demais infraestruturas auxiliares

à usina;

3. O custo total do empreendimento deve ser minimizado de forma a ampliar sua

viabilidade econômica, haja vista seu caráter inovador em relação a outros possíveis

investimentos a serem avaliados pela diretoria da empresa.

3.3 Concepção da planta fotovoltaica

A usina solar fotovoltaica deve ser projetada de forma tal que atenda a todas as premissas de

projeto, bem como forneça uma solução viável para a instalação do ponto de vista técnico e

econômico. Dentre os aspectos que devem ser discutidos estão o aproveitamento do terreno, a

determinação dos níveis de tensão e corrente, o dimensionamento dos cabos de forma a

minimizar perdas de condução e a associação dos painéis em conjuntos menores.

55

3.3.1 Determinação do fator de utilização de área

Embora exista uma área de aproximadamente 550.000 m² para a construção da usina, essa

área não pode ser usada em sua totalidade para a instalação de painéis, pois parte do espaço

precisa ser destinado a funções auxiliares, tais como: circulação de veículos e pessoal (para

instalação e manutenção), infraestrutura de cabeamento, iluminação, construção de abrigos

para equipamentos em campo etc. Outro fator que limita o uso do espaço é o fato de fileiras

de painéis fazerem sombra sobre fileiras adjacentes, o que pode ocorrer dependendo da

inclinação dos painéis e da posição do sol. A Figura 3.3 ilustra um caso hipotético onde

fileiras de 2,5 m de largura são instaladas a 18º do plano horizontal e a irradiação apresenta a

mesma inclinação. Observa-se que o espaço linear efetivamente ocupado para a instalação da

fileira é de 2,378 m, porém, devido ao ângulo de incidência da irradiação solar, é necessária

uma distância de 251 mm a mais entre uma fileira e a outra para que não haja sombreamento.

Figura 3.3 - Exemplo de sombreamento ocasionado por fileiras de painéis de 2,5 m de largura instaladas

sem o espaçamento adequado (medidas em mm).

Em suma, somente um projeto detalhado, que leve em conta além desses fatores a topografia

do terreno, poderia determinar qual a parcela da área total seria destinada diretamente à

instalação dos painéis. Como um estudo com esse nível de profundidade não poderia ser

realizado nessa etapa do projeto, foi feita uma pesquisa na literatura no sentido de se tentar

identificar parâmetros realistas para o fator de utilização que relaciona a área total da usina

com a área efetivamente empregada para a instalação de painéis. Contudo, não se identificou

nenhuma recomendação ou norma que sugira qual deve ser esse valor. Percebeu-se que o uso

da área para instalação de painéis é uma relação muito própria de cada empreendimento,

56

sendo que em alguns casos a área disponibilizada é até maior do que aquela necessária para a

construção da usina com a capacidade1 pretendida.

Dessa forma, considerando que no caso deste projeto a máxima área possível deverá ser

utilizada para a instalação de painéis (conforme segunda premissa de projeto, seção 3.2),

optou-se por identificar um fator de utilização viável através da análise de outros

empreendimentos, possibilitando-se adotar um valor alcançável e baseado em casos reais.

A primeira fonte dessa pesquisa foi o projeto de uma usina fotovoltaica convencional de 3,3

MWp que seria construída no município de Sete Lagoas, MG. A análise foi realizada com

base nos desenhos de projeto, uma vez que a usina não foi implantada. A relação obtida nesse

empreendimento foi de 34,9%, e a área analisada é apresentada na Figura 3.4, onde os vários

retângulos indicam os locais onde as fileiras de painéis seriam instaladas.

Figura 3.4 - Relação entre área total e área de instalação de painéis no projeto de Sete Lagoas.

Outro projeto analisado nesse sentido foi o da usina fotovoltaica de São Lourenço da Mata,

PE, de capacidade aproximada 1 MWp. Para esta análise, uma parte da área que era destinada

a pesquisa de painéis de outras tecnologias foi descartada para não prejudicar o resultado

final. A Figura 3.5 ilustra a área analisada, na qual se obteve um fator de utilização de 50,9%.

1 Define-se "capacidade" de uma usina fotovoltaica sua potência nominal, normalmente em valores de pico, sendo que em referência ao lado c.c. da instalação esse valor é dado pelo somatório das potências nominais dos painéis solares, e do lado c.a. pelo somatório das potências nominais dos inversores.

57

Figura 3.5 - Relação entre área total e área de instalação de painéis no projeto de São Lourenço da Mata.

Além dos dois projetos citados, outra fonte de informações dessa pesquisa foi o relatório do

NREL denominado "Land-Use Requirements for Solar Power Plants in the United States",

publicado em 2013 [16]. Esse relatório compila uma lista com quase 200 empreendimentos de

energia solar nos Estados Unidos, dentre eles instalações fotovoltaicas fixas, com rotação de

um ou dois eixos, e também instalações de concentradores solares (que geram energia não

pelo efeito fotoelétrico, mas por aquecimento). O objetivo do relatório era relacionar a área

das usinas com seus valores de capacidade (MW) e produção (MWh) e, embora essa não seja

exatamente a relação que se está buscando (que é da área efetiva para instalação de painéis

sobre a área total), algumas considerações puderam ser feitas de forma a obter resultados

estimados para essa relação.

A análise realizada diz respeito ao fator de utilização estimado para as usinas fotovoltaicas de

eixo fixo. O relatório analisou 43 empreendimentos desse tipo e concluiu que tais usinas

apresentavam uma relação entre capacidade e área de 45 MWca/km². Isso quer dizer que, em

média, as usinas apresentavam potência nominal instalada do lado c.a. de 45MW para cada

km² de sua área total útil. Para se obter a potência do lado c.c., ou seja, aquela diretamente

relacionada ao número de painéis, o relatório sugere que se divida o valor anterior por 85%,

que representa um fator típico médio observado em diversos projetos.

Para prosseguir nessa análise, foi necessário estimar a potência média e o tamanho dos painéis

utilizados nesses 43 projetos. Como o relatório não fornecia tais dados, realizou-se uma

pesquisa de mercado com 21 modelos de 5 fabricantes distintos, obtendo-se os valores de

potência de 220 Wp e área de 1,63 m² (os dados dessa pesquisa podem ser consultados no


SILÍCIO POLICRISTALINO).

58

Outra consideração a ser feita diz respeito ao ângulo de inclinação dos painéis dessas usinas.

Usinas de eixo fixo normalmente são projetadas de forma que os painéis sejam instalados com

o ângulo de inclinação próximo à latitude do local. Isso faz com que, na maior parte do dia e

do ano, a incidência solar ocorra de forma direta (perpendicular), proporcionando melhor

aproveitamento da energia pelos painéis. E conforme ilustrou a Figura 3.3, a área projetada

sobre o plano de um painel instalado inclinado é menor do que sua área real. Em outras

palavras, para se obter o fator que relaciona o número de painéis pela área total ocupada, é

necessário estabelecer o ângulo de inclinação de instalação, que determina a área do painel

projetada no plano. Com vistas à localização das usinas consideradas no estudo do NREL,

estimou-se um ângulo de instalação dos painéis de 37º, correspondente à média aproximada

das latitudes onde tais empreendimentos estão situados, conforme ilustra a Figura 3.6 extraída

do próprio relatório. Embora a figura mostre que as latitudes variem muito, a adoção de um

valor médio não prejudica demasiado o cálculo, visto que numericamente tem pouco impacto

no valor da área projetada no plano.

Figura 3.6 - Mapa de todas as usinas fotovoltaicas avaliadas no relatório do NREL [16].

Com base em todos os dados apresentados, foi possível estimar um fator de utilização médio

de 31,4%. Porém, esse valor carrega consigo uma incerteza muito grande, uma vez que foram

feitas considerações importantes e que talvez não reflitam o universo de projetos analisados,

especialmente ao se considerar que o estudo é datado de 2013 e os projetos são anteriores a

59

essa data (empreendimentos mais antigos podem utilizar painéis de potência mais baixa). A

título de ilustração, se a mesma projeção fosse refeita com painéis de 170 Wp, o fator de

utilização estimado passaria a 40,6%.

Sumarizando, foram analisados dois projetos reais e o relatório do NREL, que

proporcionaram três estimativas para o fator de utilização de área em usinas fotovoltaicas. Os

valores obtidos foram, respectivamente, 34,9%, 50,9% e 31,4%. Levando-se em conta os

resultados, e também a premissa de projeto de maximizar o uso da área para a instalação de

painéis, arbitrou-se utilizar o fator de 50% para este estudo. Embora este valor pareça alto em

relação aos resultados observados, há de se considerar que nem todos os projetos analisados

podem ter optado por explorar o máximo de suas áreas para a instalação de painéis, além do

fato de que o número verificado quase se igualou ao valor de pelo menos uma das instalações

reais estudadas. Logo, 50% constitui um fator de utilização de área para instalação de painéis

realista e que tende ao máximo aproveitamento da área.

3.3.2 Dimensionamento da usina solar fotovoltaica

Uma usina fotovoltaica pode ser caracterizada por sua potência de pico (capacidade) e níveis

de tensão e corrente desenvolvidos pelos arranjos de painéis. Para o caso da usina projetada,

sabe-se que a área disponível é de 550.000 m² e que 50% dessa área poderá ser empregada

diretamente para a montagem de painéis. Tendo em conta que os painéis devem ser instalados

com uma inclinação do plano horizontal igual à latitude aproximada da instalação, de forma a

proporcionar um melhor aproveitamento da incidência solar, os painéis ocuparão uma área

projetada no plano de 1,54 m² (produto da área real dos painéis de 1,62 m² pelo coseno do

ângulo de inclinação que é de 18º). Isto posto, chega-se que a usina terá uma quantidade

máxima de 178.093 painéis, o equivalente a 44,52 MW de potência de pico do lado c.c.

considerando-se o uso dos painéis apresentados na Tabela 3.2.

Os painéis precisam ser organizados em arranjos em série e paralelo de forma a definir os

níveis de corrente e tensão de projeto da usina. Em particular, o nível de tensão deve ser

definido levando-se em conta dois fatores principais. O primeiro deles diz respeito à tensão de

operação dos conversores eletrônicos, que está ligada à tensão de bloqueio dos dispositivos

semicondutores empregados em tais equipamentos. Atualmente, existem no mercado

dispositivos semicondutores com tensões de bloqueio elevadas, da ordem de alguns kV,

embora tais dispositivos ainda sejam consideravelmente mais caros que os de uso

convencional. Levando-se em conta a premissa de número 3 desse projeto, que prevê que o

60

custo deve ser reduzido ao máximo, define-se que a tensão da usina deve ser mais baixa

possível, de modo a possibilitar o uso de semicondutores mais baratos.

O segundo fator a ser levado em conta neste projeto para definição do nível de tensão da usina

se refere às perdas de condução nos cabos. Uma vez que a proposta do conceito é de não

utilizar c.a., por conseguinte impedindo o uso de transformadores elevadores de tensão,

devem-se estabelecer níveis de tensão mais altos possível de forma a minimizar as perdas de

condução. Isto se dá pois, como se sabe, tensão e corrente possuem uma relação inversa de

proporcionalidade, enquanto as perdas de condução são diretamente proporcionais ao

quadrado da corrente - logo, as perdas decrescem com o quadrado da tensão.

A tensão de operação da usina solar, portanto, deve ser tal que seja mínima possível, de forma

a reduzir o custos dos conversores, e máxima possível, de forma a diminuir as perdas de

condução. Analisando-se o compromisso entre estas duas restrições, define-se para este

projeto uma tensão máxima da usina da ordem de 1.000 Vcc, possibilitando o uso de

semicondutores de classe de isolação 1.700 V (não tão caros) e reduzindo-se perdas de

condução se comparado a tensões inferiores. Considerando-se as características elétricas dos

painéis, determina-se que eles deverão ser organizados em conjuntos de 27 unidades em série

(as chamadas strings), tendo portanto a tensão máxima de circuito aberto de 1.015,2 Vcc e

tensão de operação em máxima potência de 804,6 Vcc.

Definidas a potência total e o nível da tensão de operação da usina, constata-se imediatamente

que a corrente de operação em máxima potência da usina pode ser de até 55,3 kA. Este valor é

equivalente à colocação de 6.596 strings em paralelo. Pensando-se agora do ponto de vista do

conversor eletrônico, uma corrente de 55,3 kA é um valor demasiado alto para ser manipulado

por apenas um equipamento, ao passo que a divisão desse valor em 6.596 conversores

individuais iriam representar um custo financeiro muito elevado. Logo, conclui-se que devem

ser estabelecidos agrupamentos de strings em paralelo, de forma a atingir um bom

compromisso entre quantidade de conversores e magnitude da corrente manipulada, sem

desconsiderar em tal análise as perdas de condução associadas.

A Tabela 3.3 a seguir apresenta um resumo dos dados de dimensionamento da usina

apresentados nesta seção.

61

Tabela 3.3 - Dados preliminares de dimensionamento da usina.

Descrição Valor Unidade

Área total considerada 550.000 m²

Fator de utilização máximo 50 %

Número máximo de painéis 178.093

Potência máxima da usina 44.523.298 Wp

Máxima tensão nos conversores 1.000 V

Comprimento da string 27 painéis

Tensão de circuito aberto da string 1.015,2 V

Tensão de máxima potência da string 804,6 V

Corrente de máxima potência da usina 55,3 kA

Número total de strings em paralelo 6.596

3.3.3 Dimensionamento dos cabos

De forma simplificada, perdas de condução em cabos podem ser reduzidas das seguintes

maneiras: utilizando-se tensões mais elevadas, utilizando-se cabos com maior seção reta ou

utilizando-se comprimentos mais curtos. Para o caso específico desse projeto, a terceira

alternativa não é viável, uma vez que o processo consome corrente com tensões na casa dos

280 V e a usina solar irá operar em valores ao redor de 800 V. Isso faz com que seja preferível

estabelecer os conversores em local mais próximo ao consumo (processo) do que à geração,

pois transmitir a energia gerada por longos trechos a 280 V proporcionaria maiores perdas de

condução do que em 800 V. A Figura 3.7 apresenta novamente a área onde os painéis serão

instalados, destacando-se algumas distâncias aproximadas até o ponto onde os conversores

serão localizados (vértice inferior da área, que coincide com o prédio da eletrólise em

questão). Vê-se portanto que haverá painéis instalados em distâncias a até cerca de 1.000 m

dos conversores.

62

Figura 3.7 - Distâncias da área de instalação dos painéis solares até os conversores (em m).

Não sendo possível reduzir os comprimentos

estabelecida em seu valor máximo para a aplicação

chega-se que a única forma de reduzir as perdas de condução é através do uso de cabos de

maior seção reta. Esse tipo de cabo, embora tenha um custo de aquisição

compensa pelo fato de proporcionar uma maior

conseguinte, melhor payback para o investimento. A

levantamento feito no mercado por cabos

fotovoltaica. Os cabos considerados foram o

[17], o Energyflex BR do fabricante Nexans

[19]. Além dos dados dos catálogo

(capacidade de condução de corrente) conforme norma AB

Tabela 3.4 - Características elétricas principais

Rdc @20ºC [Ω/km]

Seção [mm²] General Nexans Prysmian

1,5 13,7 N.D.

2,5 8,21 8,21

4 5,09 5,09

6 3,39 3,39

10 1,95 1,95

16 1,24 1,24

25 0,795 0,795

2 N.D.: dado Não Disponível.

Distâncias da área de instalação dos painéis solares até os conversores (em m).

os comprimentos dos cabos, e sendo que a tensão já está

estabelecida em seu valor máximo para a aplicação (conforme explicado na

se que a única forma de reduzir as perdas de condução é através do uso de cabos de

Esse tipo de cabo, embora tenha um custo de aquisição

proporcionar uma maior eficiência da geração de energia,

para o investimento. A Tabela 3.4 apresenta os resultados de um

levantamento feito no mercado por cabos específicos para aplicações de geração solar

. Os cabos considerados foram o ExZHellent Solar do fabricante General Cable

do fabricante Nexans [18], e o Afumex Solar do fabricante Prysmian

catálogos, foram considerados também os valores de ampacidade

(capacidade de condução de corrente) conforme norma ABNT NBR 5410, Tabela 39

Características elétricas principais dos cabos solares dos fabricantes General Cable, Nexans e

Prysmian2.

/km] Rdc @90ºC [Ω/km] Ampacidade informada [A]

Prysmian Nexans General Nexans

N.D. N.D. 25 N.D.

N.D. 10,469 34 37

5,09 6,49 45 50

3,39 4,323 57 65

1,95 2,486 79 90

1,24 1,581 105 121

N.D. 1,014 140 161

Distâncias da área de instalação dos painéis solares até os conversores (em m).

dos cabos, e sendo que a tensão já está

explicado na seção anterior),

se que a única forma de reduzir as perdas de condução é através do uso de cabos de

Esse tipo de cabo, embora tenha um custo de aquisição mais elevado,

geração de energia, e por

esenta os resultados de um

aplicações de geração solar

do fabricante General Cable

do fabricante Prysmian

, foram considerados também os valores de ampacidade

, Tabela 39 [20].

dos cabos solares dos fabricantes General Cable, Nexans e

Ampacidade informada [A]

Nexans Prysmian 5410

N.D. 27

N.D. 37

42 50

53 65

74 90

97 121

N.D. 161

63

Rdc @20ºC [Ω/km] Rdc @90ºC [Ω/km] Ampacidade informada [A]

Seção [mm²] General Nexans Prysmian Nexans General Nexans Prysmian 5410

35 0,565 0,565 N.D. 0,72 174 200 N.D. 200

50 0,393 0,393 N.D. 0,501 219 242 N.D. 242

70 0,277 0,277 N.D. 0,353 273 310 N.D. 310

95 0,21 0,21 N.D. 0,268 328 377 N.D. 377

120 0,164 0,164 N.D. 0,209 385 437 N.D. 437

150 0,132 0,132 N.D. 0,168 443 504 N.D. 504

185 0,108 0,108 N.D. 0,138 506 575 N.D. 575

240 0,0817 0,0817 N.D. 0,1042 606 679 N.D. 679

300 0,0654 N.D. N.D. N.D. 700 N.D. N.D. 783

Em uma situação convencional de dimensionamento de cabos, estes seriam selecionados com

base nos critérios de condução de corrente, queda de tensão e curto-circuito. Entretanto, para a

aplicação em questão, deve-se selecioná-los tendo em vista a diminuição das perdas. Estas são

proporcionais à resistência, logo, deve se optar por cabos com menor resisitividade (Ω/km).

A Tabela 3.4 mostra que a resistividade, além de ser menor quanto maior for a seção reta dos

cabos, é maior para o caso onde a temperatura do cabo é mais alta. Como a temperatura de

20ºC não é realista para a aplicação, e apenas o cabo do fabricante Nexans apresentou

resistividade para uma temperatura mais alta (90ºC), este foi o dado selecionado para a

continuação desse estudo. Além disso, conforme se observa, os dados de ampacidade desse

cabo estão de acordo com os dados obtidos da norma NBR 5410, corroborando portanto com

sua seleção. Trata-se de um cabo que pode ser utilizado em tensões de até 1.800 Vcc, o que

também está adequado ao projeto.

Escolhido o cabo, deve ser feito um cálculo iterativo de forma a verificar a melhor

combinação entre a seção do cabo, perdas percentuais e número de condutores em paralelo.

Suponha por exemplo a utilização de um cabo de 10 mm². Se utilizado a plena carga (90 A),

sua perda estimada no caso dos painéis mais distantes (1.000 m) é de cerca de 30%. Por outro

lado, um cabo de 240 mm² nas mesmas condições apresentaria perda de cerca de 10%.

Fazendo-se diversas simulações semelhantes com o propósito de minimizar as perdas de

condução, chega-se que a melhor opção é a de se utilizar cabos de seção reta 240 mm² com

corrente de operação de apenas 30% de seu valor nominal. Nessas condições, obtém-se a

perda máxima de condução da ordem de 3% para os painéis mais distantes (considerado

1.063m + 10% para cobrir eventuais manobras no percurso). A Tabela 3.5 relaciona os

comprimentos dos cabos com suas respectivas áreas cobertas, a área total acumulada

64

conforme distância e a perda associada a aquele lance de cabos. Como pode ser observado,

cerca de 80% da área da usina estará sujeita a perdas de condução de até 2%, sendo que para

cerca de 20% da usina as perdas serão inferiores a 1%. A Figura 3.8 ilustra a divisão

considerada para a obtenção dos dados da Tabela 3.5.

Tabela 3.5 - Relação entre comprimento dos cabos, área da usina e perdas de condução associadas, para

condição de cabos de 240 mm² limitados a 30% da sua máxima capacidade de corrente.

Compr. (m) Área (m²) Área acum. (m²) Área acum. (%) Perdas de cond. (%)

0 0 0 0 0

150 22.026 22.026 3,9% 0,4%

300 66.078 88.104 15,6% 0,9%

408 75.318 163.422 28,9% 1,2%

517 98.401 261.823 46,3% 1,5%

633 126.719 388.542 68,7% 1,8%

724 69.322 457.864 81,0% 2,1%

888 76.017 533.881 94,4% 2,5%

1.063 31.543 565.424 100,0% 3,0%

Figura 3.8 - Demarcação das áreas em função da distância (comprimento dos cabos em m).

65

3.3.4 Distribuição e arranjo dos painéis

No tópico anterior foi determinada a seção dos cabos a serem utilizados no projeto. A

restrição de utilizá-los com somente 30% de sua capacidade de condução de corrente faz com

que sejam necessários, pelo menos, 272 condutores em paralelo para que toda a corrente da

usina alcance os conversores (valor nominal de projeto). Essa divisão sugere que cada cabo

será responsável por conduzir a corrente de um grande grupo de painéis, por sua vez

organizados em conjuntos em série e paralelo. Tais grupos de painéis serão denominados

clusters, e serão utilizados como um artifício para reduzir a complexidade do projeto.

Cada cabo, portanto, será responsável por conduzir a potência de cada cluster, sendo este

formado por um conjunto de strings em paralelo. Para que todos esses agrupamentos de

painéis se deem com valores inteiros, respeitando as restrições impostas, chega-se aos

seguintes números:

Comprimento da string: 27 painéis em série;

Número de strings em paralelo: 24 por cluster;

Total de clusters da usina: 274;

Total de painéis por cluster: 648;

Potência de pico nominal do cluster: 162 kWp.

Definidos estes números, é possível agora estabelecer os valores práticos para a usina como

um todo, uma vez que os valores máximos não foram utilizados devido às divisões não-

inteiras das associações entre painéis. Ou seja, de forma a permitir que todas as strings

tivessem a mesma quantidade de painéis em série, e que todos os clusters possuíssem a

mesma quantidade de strings em paralelo, uma parcela da área total aproveitável deixou de ser

utilizada. O objetivo dessa padronização é a otimização de custos, tanto para a construção de

conversores idênticos entre si, quanto para cabos, encaminhamentos elétricos e outros

aspectos do projeto. A Tabela 3.6 apresenta um comparativo entre os valores práticos e

máximos. Conforme pode ser observado, mesmo após a redução a usina ainda ocupará quase

que totalmente a área disponível, o que está de acordo com a primeira premissa do projeto.

Tabela 3.6 - Comparativo entre dimensionamento máximo da usina e o praticado.

Máximo teórico Valor praticado

Capacidade da usina 44,52 MWp 44,38 MWp

Número de painéis 178.093 177.552

Corrente de máxima potência da usina 55,33 kA 55,17 kA

Fator de utilização 50% 49,8%

66

A Figura 3.9 exemplifica a divisão proposta da área em clusters menores, e como se

organizam os painéis solares em cada cluster.

Figura 3.9 - Divisão da área em clusters menores e seu arranjo de painéis.

3.4 Concepção do conversor eletrônico

Estabelecidos os níveis de operação de tensão e corrente e as potências de pico da usina e dos

clusters, deve-se definir os requisitos básicos para o conversor eletrônico a ser utilizado.

Conforme discutido anteriormente, este conversor deverá desempenhar pelo menos as

seguintes funções básicas:

Compatibilizar os níveis de tensão entre a produção de energia nos painéis e o

consumo no processo de eletrólise;

Extrair a máxima potência dos painéis solares através de algorítmos de rastreamento

(MPPT); e

Operar como fonte de corrente, de forma a possibilitar a injeção de potência no

processo de forma paralela e complementar à rede da concessionária.

Além desses fatores, há que se acrescentar que a usina como um todo apresenta um valor de

potência de pico muito elevado para ser manipulado por um único conversor central, e

portanto uma divisão em vários conversores menores, numa arquitetura descentralizada, se faz

necessário. Logo, estes conversores serão dimensionados de forma a atender o compromisso

entre limitações técnicas dos dispositivos semicondutores e o aspecto econômico, uma das

premissas fundamentais do projeto.

Detalhes da implementação destes conversores serão explorados no capítulo seguinte,

Tecnologia da Solução.

67


No presente capítulo demonstrou-se uma metodologia de projeto de usina solar fotovoltaica

de grande porte através da análise de um estudo de caso. O cenário base foi apresentado para

que então as diversas análises e dimensionamentos fossem feitos, fornecendo assim insights

para outros projetos similares.

Com foco no projeto em questão, a Tabela 3.7 sumariza os principais parâmetros e resultados

obtidos.

Tabela 3.7 - Sumário do projeto da usina solar fotovoltaica.

Descrição Valor Unidade

Área total considerada 550.000 m²

Fator de utilização máximo 50 %

Número máximo de painéis 178.093

Potência máxima da usina 44.523.298 Wp

Comprimento da string 27 painéis

Tensão de circuito aberto da string 1.015,2 V

Tensão de máxima potência da string 804,6 V

Seção do cabo do cluster 240 mm²

Fator de capacidade de corrente do cabo 30 %

Número de strings em paralelo por cluster 24

Número de clusters 274

Número de painéis por cluster 648

Potência por cluster 162 kWp

Área coberta por cluster 2.007 m²

Número de painéis da usina 177.552

Potência total da usina 44.388.000 Wp

Fator de utilização obtido 49,8 %

Perda máxima para o cluster mais distante 3,0 %

Alguns dos resultados apresentados são especialmente relevantes, tais como o fator de

utilização de área para instalação de painéis, determinado em cerca de 50%, e a análise sobre

o comprimento dos cabos e as perdas de condução associadas. Em particular para esse

segundo, estabeleceu-se uma importante ferramenta para o investidor, que passa a poder

escalonar a implantação dos painéis partindo das regiões que oferecem menores perdas,

portanto favorecendo a viabilidade do projeto.

69

4 TECNOLOGIA DA SOLUÇÃO

Neste capítulo será discutida a implementação prática do sistema proposto no estudo de

caso. O conversor será projetado, determinando-se desde sua topologia, até o

dimensionamento de componentes, estratégia de controle e especificação. Resultados de

simulação são apresentados de forma a validar o projeto realizado.

4.1 Topologia do conversor

Definidas as características da usina solar fotovoltaica para o caso de estudo no capítulo

anterior, pode-se agora discutir no detalhe o conversor eletrônico a ser empregado. A primeira

definição a ser feita decorre da divisão do conversor em unidades menores. O uso de uma

topologia descentralizada é essencial para o caso, pois tendo a usina projetada uma

capacidade nominal de mais de 44 MWp, não seria viável utilizar somente um conversor

central por causa da elevada potência e correntes a serem manipuladas. Uma forma de divisão

conveniente é a utilização de um conversor por cluster, pois este além de ter um cabo de força

único dedicado a transmitir a energia dos painéis até o ponto de conversão, também apresenta

um nível de potência que é coerente a conversores desta natureza (162 kWp).

O segundo aspecto mais relevante de definição para o conversor diz respeito a sua topologia.

Conforme o estudo de caso, o processo deve ser alimentado à tensão nominal de 280 V, sendo

que na prática sabe-se que essa tensão pode oscilar em +/- 5% (logo, de 266 a 294 V). Já a

geração fotovoltaica apresentará níveis de tensão que poderão variar de acordo com as

condições meteorológicas. Idealmente, a tensão desenvolvida nos terminais de um painel solar

(e analogamente de um conjunto de painéis), é a chamada tensão de máxima potência, obtida

através da atuação de um sistema de controle que desenvolve algum algoritmo de

rastreamento de máxima potência (MPPT). Isso faz com que a tensão desenvolvida possa

assumir diferentes valores durante o dia, conforme condições instantâneas.

A Figura 4.1 ilustra através de uma simulação computacional quais seriam os valores

esperados para a tensão e potência de saída de um cluster da usina fotovoltaica projetada

operando no ponto de máxima potência. Na Figura 4.1(a) observa-se o gráfico de potência por

tensão do cluster conforme variação da irradiância para temperatura fixa em 25°C, enquanto a

Figura 4.1(b) apresenta o mesmo gráfico mas com variação da temperatura dos painéis e

irradiância constante de 1.000 W/m². A Tabela 4.1 sumariza os valores apresentados na

simulação.

70

(a)

(b)

Figura 4.1 - Gráfico de potência por tensão do cluster simulando variação da irradiância (a) e da

temperatura dos painéis (b).

Tabela 4.1 - Variação da tensão de máxima potência e valor da máxima potência de um cluster conforme

mudança na temperatura e irradiância.

Temperatura (°C) Irradiância (W/m²) Vmp (V) Pmax (kW)

25 1.000 804,6 162

25 500 817,9 82

25 100 794,6 16

45 1.000 739,0 148

65 1.000 671,8 135

Conforme pode ser observado da Figura 4.1 e da Tabela 4.1, a tensão de máxima potência do

cluster não apresenta grande variação com a irradiância, que é o parâmetro meteorológico

sujeito a variações mais rápidas. No entanto, o aumento na temperatura dos painéis pode

provocar uma queda de tensão significativa. Do contrário, a irradiância provoca as maiores

variações na potência de saída, ainda que o aumento de temperatura também cause perda da

produção de energia mas proporcionalmente menores.

apresenta a medição de temperatura durante um dia de operação de uma usina solar

fotovoltaica real, onde a curva em azul apresenta a temperatura ambiente e a verde apresenta a

temperatura medida diretamente nos painéis (dados da UFV Tesla

MG). Como pode ser visto, durante o período em que os painéis estão efetivamente gerando

energia, sua temperatura dificilmente fica abaixo dos 30°C, passando a maior parte do tempo

útil acima dos 40°C e podendo chegar a até 65°C em dias mais quentes.

Figura 4.2 - Temperatura ambiente e temperatura me

fotovoltaica real

O principal aspecto no entanto para a presente etapa é a definição da topologia do conversor.

Sabe-se que este terá uma tensão de entrada

desde cerca de 700 V até pouco mais de 800 V, enquanto sua tensão de saída nominal deverá

ser de 280 V, podendo oscilar

deve ser uma topologia abaixa

aplicáveis a esse caso, oferecendo desde topologias não isoladas

Ćuk e SEPIC, quanto galvanicamente isoladas, como o

[24].

Partindo das premissas do projeto apresentadas na seção

em alta eficiência e baixo custo, a topologia que mais se adequa é a do conversor Buck

(também conhecida como

topologia, onde a chave está modelada por um dispositivo MOSFET e um capacitor é

mas proporcionalmente menores. A título de ilustração, a


a curva em azul apresenta a temperatura ambiente e a verde apresenta a

temperatura medida diretamente nos painéis (dados da UFV Tesla - UFMG

). Como pode ser visto, durante o período em que os painéis estão efetivamente gerando

sua temperatura dificilmente fica abaixo dos 30°C, passando a maior parte do tempo

útil acima dos 40°C e podendo chegar a até 65°C em dias mais quentes.

Temperatura ambiente e temperatura medida diretamente nos painéis solares de uma usina

fotovoltaica real em um dia de operação (dados da UFV Tesla - UFMG).


se que este terá uma tensão de entrada nominal de 804,6 V, normalmente excursionando


oscilar de de 266 a 294 V. Logo, a topologia de conversor escolhida

ser uma topologia abaixadora. A literatura é farta no que diz respeito às opções

aplicáveis a esse caso, oferecendo desde topologias não isoladas como o

, quanto galvanicamente isoladas, como o Forward ou

Partindo das premissas do projeto apresentadas na seção 3.2 de que a solução deve ter foco


como Step Down). A Figura 4.3 apresenta o diagrama típico dessa


71

A título de ilustração, a Figura 4.2


a curva em azul apresenta a temperatura ambiente e a verde apresenta a

UFMG - Belo Horizonte -

). Como pode ser visto, durante o período em que os painéis estão efetivamente gerando

sua temperatura dificilmente fica abaixo dos 30°C, passando a maior parte do tempo

dida diretamente nos painéis solares de uma usina

UFMG).


normalmente excursionando


de de 266 a 294 V. Logo, a topologia de conversor escolhida

A literatura é farta no que diz respeito às opções

como o Buck, Buck-Boost,

ou DAB [21], [22], [23],

que a solução deve ter foco


apresenta o diagrama típico dessa


72

utilizado para filtragem da tensão de saída.

para a aplicação é que ela apresenta

componentes (dispositivos semicondutores e indutâncias acopladas

sensivelmente o custo do conversor

exigências de tensão e corrente sobre os

Figura 4.3 - Topologia básica do conversor Buck (Step Do

Definida a topologia básica do conversor, é importante que se faça algumas adaptações para

que ele possa atender as necessidades de projeto. Conforme descrito na seção

projetado precisa não só compatibilizar as tensões entre geração e processo, mas deve

realizar o rastreamento de máxima potência e operar como fonte de corrente. É sabido que o

conversor Buck possui uma característica de

chave S encontra-se aberta não há caminho de circulação para a corrente de alimentação

Sendo esta alimentação feita por painéis de uma usina solar fotovoltaica, é importante que a

corrente não seja intermitente, pois isso prejudicaria a extração de máxima potência e também

mudaria o ponto de operação dos painéis. Sendo assim, deve ser acrescentada à topologia

apresentada na Figura 4.3 um capacitor de entrada, que funcionará como um caminho

alternativo para a corrente dos painéis durante a parcela do período de chaveamento em que S

não estiver conduzindo. Analogamente, uma vez que o conver

corrente e a tensão de saída será estabelecida pelo processo (característica da carga de bateria

sob recarga), não há necessidade de se utilizar um capacitor para filtragem da tensão de saída,

tornando desnecessária a utilização do capacitor C apresentado na

Outra definição topológica para o conversor proposto diz respeito ao paralelismo de módulos.

Conforme explicado anteriormente, o cluster terá potência nominal de 162 kW

essa potência possa ser manipulada por componentes mais eficientes e com menor custo, será

proposta uma divisão em três unidades distintas operando em paralelo em uma configuração

interleaved (detalhes desta estratégia de controle serão apresentados na seção

divisão se faz conveniente porque permite o uso de

em conjunto, que apresentam um bom custo benefício em relação às chaves simples e

menores indutâncias parasitas, uma vez que s

utilizado para filtragem da tensão de saída. O motivo desta configuração ser a mais i

para a aplicação é que ela apresenta um bom compromisso entre baixo

dispositivos semicondutores e indutâncias acopladas), portanto reduzindo

sensivelmente o custo do conversor e as perdas associadas, e ao mesmo tempo tem

sobre os componentes em comparação às demais opções.

Topologia básica do conversor Buck (Step Down) [21].


que ele possa atender as necessidades de projeto. Conforme descrito na seção

projetado precisa não só compatibilizar as tensões entre geração e processo, mas deve


conversor Buck possui uma característica de corrente de entrada pulsante, pois quando a

se aberta não há caminho de circulação para a corrente de alimentação

feita por painéis de uma usina solar fotovoltaica, é importante que a



um capacitor de entrada, que funcionará como um caminho


Analogamente, uma vez que o conversor deverá operar como fonte de



ação do capacitor C apresentado na Figura 4.3.


Conforme explicado anteriormente, o cluster terá potência nominal de 162 kW

sa potência possa ser manipulada por componentes mais eficientes e com menor custo, será


(detalhes desta estratégia de controle serão apresentados na seção

divisão se faz conveniente porque permite o uso de módulos semicondutores de seis chaves


, uma vez que são fabricados sobre a mesma pastilha

O motivo desta configuração ser a mais indicada

um bom compromisso entre baixo número de

, portanto reduzindo

ao mesmo tempo tem baixas

em comparação às demais opções.


que ele possa atender as necessidades de projeto. Conforme descrito na seção 3.4, o conversor

projetado precisa não só compatibilizar as tensões entre geração e processo, mas deve também


sante, pois quando a

se aberta não há caminho de circulação para a corrente de alimentação [25].

feita por painéis de uma usina solar fotovoltaica, é importante que a



um capacitor de entrada, que funcionará como um caminho


sor deverá operar como fonte de




Conforme explicado anteriormente, o cluster terá potência nominal de 162 kW e, para que

sa potência possa ser manipulada por componentes mais eficientes e com menor custo, será


(detalhes desta estratégia de controle serão apresentados na seção 4.3). Esta

módulos semicondutores de seis chaves


ão fabricados sobre a mesma pastilha

semicondutora. A especificação detalhada deste componente será apresentada na seção

mas trata-se de um módulo de seis IGBTs organizados em três pares em série

isolados dos demais. Neste caso, o diodo D apresentado na topologia original seria substituído

pelo diodo de roda livre presente no módulo IGBT, e este

em bloqueio.

A Figura 4.4 apresenta então a estrutura

enquanto a Tabela 4.2 consolida

Figura 4.4 - Topologia adotada no projeto para

Tabela 4.2 - Características elétricas do conversor e módulos Buck projetados.

Descrição

Número de conversores

Potência nominal de cada conversor

Corrente nominal de entrada do conversor

Número total

Potência nominal de cada Buck

Corrente nominal de

Tensão de entrada nominal

Tensão de entrada típica

Tensão de saída nominal

Variação da tensão de saída

Razão cíclica (duty cycle

Corrente nominal de saída de cada Buck

Corrente nominal de saída do conversor

Definida a topologia do conversor, sendo cada unidade composta por três mó

paralelo, a Figura 4.5 ilustra como se dará essa divisão. Cada cluster estará associado a um

conversor, e todos eles se conectam em paralelo para então seguir para o nó de alimentação do

processo. Devido à altíssima

nominal de aproximadamente 158 kA)

semicondutora. A especificação detalhada deste componente será apresentada na seção

se de um módulo de seis IGBTs organizados em três pares em série

os demais. Neste caso, o diodo D apresentado na topologia original seria substituído

pelo diodo de roda livre presente no módulo IGBT, e este seria comandado para estar sempre

apresenta então a estrutura do conversor Buck a ser utilizada no projeto,

consolida as características elétricas nominais de cada módulo.

Topologia adotada no projeto para módulo conversor Buck

Características elétricas do conversor e módulos Buck projetados.

Descrição Valor

Número de conversores 274

Potência nominal de cada conversor 162

minal de entrada do conversor 201,3

total de módulos Buck 822

Potência nominal de cada Buck 54

Corrente nominal de entrada de cada Buck 67,12

Tensão de entrada nominal 804,6

Tensão de entrada típica > 700

Tensão de saída nominal 280

Variação da tensão de saída +/- 5

duty cycle) nominal 0,348

Corrente nominal de saída de cada Buck 192,9

Corrente nominal de saída do conversor 578,6

Definida a topologia do conversor, sendo cada unidade composta por três mó

ilustra como se dará essa divisão. Cada cluster estará associado a um


processo. Devido à altíssima corrente esperada para o nó de saída dos conversores

nominal de aproximadamente 158 kA), a transmissão até o processo deverá ser feita

73

semicondutora. A especificação detalhada deste componente será apresentada na seção 4.2,

se de um módulo de seis IGBTs organizados em três pares em série (half bridges),

os demais. Neste caso, o diodo D apresentado na topologia original seria substituído

seria comandado para estar sempre

do conversor Buck a ser utilizada no projeto,

as características elétricas nominais de cada módulo.

conversor Buck.

Características elétricas do conversor e módulos Buck projetados.

Unidade

kW

A

kW

A

V

V

V

%

A

A

Definida a topologia do conversor, sendo cada unidade composta por três módulos Buck em

ilustra como se dará essa divisão. Cada cluster estará associado a um


corrente esperada para o nó de saída dos conversores (valor

, a transmissão até o processo deverá ser feita

74

utilizando-se dutos de barras. Mais detalhes sobre a conexão com o processo serão dados no

Capítulo 5.

Figura 4.5 - Organização dos conversores por cluster e separação em três módulos Buck em paralelo.

4.1.1 Funcionamento do conversor Buck

Diversas fontes na literatura detalham a operação do conversor abaixador Buck [21], [26].

Conceitualmente, seu funcionamento se dá através da imposição da tensão de entrada à carga

de maneira fracionada durante um período de chaveamento. Por exemplo, se a cada fração de

20% do período de chaveamento a tensão de entrada é imposta à saída, então na média, a

tensão de saída será equivalente à 20% da tensão de entrada.

Na prática, isso pode ser obtido sempre que a corrente de saída do conversor não for

descontínua, ou seja, durante o período de chaveamento ela nunca chegar ao valor zero. Desta

forma, há uma continuidade da alimentação da carga, e por isso a essa forma de operação é

dado o nome de Modo de Condução Contínua (MCC). O conversor Buck também pode ser

operado no Modo de Condução Descontínua (MCD), mas esse método não possui aplicação

para o presente projeto e por isso não será explorado nesse trabalho.

Tome como exemplo um conversor Buck como o da Figura 4.4 com tensão de entrada Vi,

tensão de saída Vo, operando a uma determinada frequência de chaveamento fsw e cujo período

de chaveamento é dado por 1/fsw = T. Suponha que durante uma fração d do período a chave

S1 é comandada a conduzir e S2 é bloqueada. A Figura 4.6(a) apresenta a topologia do

circuito nessas condições, onde o diodo de S2 está polarizado reversamente por Vi e portanto

não conduz. Nessa situação, a tensão sobre os terminais do indutor

o conversor é um abaixador, então

Analogamente, durante o restante do período

levando à topologia mostrada na

a -Vo, e portanto, o diodo em S2 fica diretamente polarizado e conduz

pelo indutor (S2 continua sendo comandado para bloqueio)

(a)

Figura 4.6 - Esquema elétrico do Buck durante condução da chave (a) e do diodo (b)

As formas de onda de tensão e corrente observadas no indutor

podem ser vistas na Figura

Figura 4.7 - Formas de onda da tensão e corrente no indutor durante o chaveamento do Buck

Tendo que a tensão no indutor

Logo, durante o intervalo de condução

a tensão VL nesse instante também é positiva

situação, a tensão sobre os terminais do indutor L é

o conversor é um abaixador, então Vi - Vo > 0.

Analogamente, durante o restante do período (1 - d)T a chave S1 é comandada para bloqueio,

levando à topologia mostrada na Figura 4.6(b). Nessas condições, a tensão no indutor é igual

, e portanto, o diodo em S2 fica diretamente polarizado e conduz a corrente armazenada

(S2 continua sendo comandado para bloqueio).

(b)

Esquema elétrico do Buck durante condução da chave (a) e do diodo (b)

As formas de onda de tensão e corrente observadas no indutor L nas duas situações descritas

Figura 4.7.

Formas de onda da tensão e corrente no indutor durante o chaveamento do Buck

Tendo que a tensão no indutor VL é dada pela seguinte equação:

�� = ��

durante o intervalo de condução dT a corrente IL apresenta uma derivada positiva, pois

nesse instante também é positiva e L é uma constante. Analogamente, durante a

75

é Vi - Vo, e sabendo que

é comandada para bloqueio,

, a tensão no indutor é igual

a corrente armazenada

(b)

Esquema elétrico do Buck durante condução da chave (a) e do diodo (b).

nas duas situações descritas

Formas de onda da tensão e corrente no indutor durante o chaveamento do Buck.

Eq. 1

apresenta uma derivada positiva, pois

. Analogamente, durante a

76

condução do diodo, a corrente apresenta uma derivada negativa, uma vez que a tensão nos

terminais do indutor também é negativa. Operando em MCC, o aumento da corrente no

indutor no período deverá ser sempre igual à redução, possibilitando assim que o conversor

desenvolva uma corrente média de saída ÎL constante.

Para que essa condição de operação ocorra, é correto dizer que a integral da tensão no indutor

durante um período de chaveamento deve ser nula, ou em outras palavras, que a área descrita

pela curva positiva da tensão na Figura 4.7 seja igual a área da curva negativa. Isso leva que:

��(�� − ��) = (1 − �)� ∙ (−��) Eq. 2

Simplificando a Eq. 2 chega-se na relação de transformação do conversor Buck:

�� = �� Eq. 3

Onde d é a razão cíclica do conversor (também chamado duty cycle), e representa a fração do

tempo que o conversor estará disponibilizando à saída sua tensão de entrada.

4.2 Dimensionamento e especificação de componentes

4.2.1 Seleção dos semicondutores

De acordo com a discussão do tópico anterior, o conversor projetado irá utilizar um módulo

de seis IGBTs para a implementação dos três conversores Buck. O primeiro passo para a

seleção desse módulo semicondutor é a definição da frequência de chaveamento. Para esta

aplicação, é desejável que a frequência de chaveamento seja a mais elevada possível, pois este

parâmetro contribui para a diminuição dos elementos passivos e para a redução do ripple de

corrente. Em contrapartida, frequências de chaveamento altas para conversores de potência

dessa ordem de grandeza provocam perdas de chaveamento igualmente elevadas, fato a ser

evitado uma vez que se deseja construir um equipamento de alta eficiência. Na prática, essa

definição deve ser feita a partir de um processo iterativo em que vários modelos de mercado

são testados em um ambiente de simulação, até que o conjunto de condições obtido satisfaça

às necessidades do projeto.

Transcorrido esse processo, foi selecionada a frequência de 2,5 kHz que, embora represente

um valor relativamente pequeno para as aplicações de fontes chaveadas, está coerente quando

se comparado a outros conversores do mesmo nível de potência nominal. Adicionalmente, há

que se pontuar que sendo o conversor projetado para operar com três módulos em

configuração interleaving, então sua corrente total de saída será o somatório das três

individuais, apresentando um ripple reduzido e com o triplo da frequência de chaveamento.

77

O módulo selecionado foi o modelo SEMiX653GD176HDc, utilizando um dissipador modelo

P16 com ventilação forçada SKF16B-230-01, todos do fabricante Semikron [27], [28]. O

modelo esquemático das chaves contidas nesse módulo é apresentado na Figura 4.8. A

validação do uso desse dispositivo foi feita com base no seu projeto térmico, pelo qual se

aferiu as perdas esperadas para a condição nominal a fim de verificar se as temperaturas

estimadas estarão dentro dos limites de funcionamento do componente.

Figura 4.8 - Modelo esquemático das chaves contidas no módulo IGBT SEMiX653GD176HDc.

O cálculo de perdas deve levar em conta duas situações principais: condução e chaveamento.

As perdas de condução são dadas pela queda de tensão no IGBT e no diodo em função da

corrente que passa por eles. Elas podem ser calculadas como a integral do produto da corrente

pela tensão em um período, dividido pelo período [21]. Os valores de queda de tensão nos

dispositivos são dados, respectivamente, pelos gráficos de VCE x IC e VF x IF no catálogo do

IGBT. Já para o cálculo das perdas de chaveamento, deve ser consultado o gráfico de IC x E.

A cada instante que o IGBT muda do estado "desligado" para "ligado", ocorrem as perdas

denominadas Eon (no IGBT) e Err (no diodo), sendo que quando ele passa de "ligado" para

"desligado" ocorre Eoff (também no IGBT). Essas perdas podem ser consultadas no gráfico do

catálogo em questão, embora deva ser observado que a tensão utilizada pelo fabricante foi de

1200 V, ao passo que neste projeto será de cerca de 800 V. Dessa forma, os valores das perdas

tiveram que ser ajustados linearmente antes de serem computados.

Isto posto, foi implementada uma planilha Excel que calcula para cada passo de simulação Ts

de 1·10-6 as perdas de condução e chaveamento do IGBT e do diodo, sempre levando-se em

conta qual dos dois estaria em condução e se havia mudança de estado "ligado" e "desligado".

Os valores de corrente são dados conforme mostram as Figura 4.6 e Figura 4.7, ou seja,

durante o intervalo dT o IGBT conduz a corrente média de saída e em (1-d)T é o diodo quem

a conduz. O valor desta corrente é apresentado na Tabela 4.2 e equivale a 192,2 A, sendo que

nos momentos em que não estão conduzindo, a corrente nos dispositivos é nula.

78

Calculadas as perdas e fazendo-

divisão por T, linearização das perdas de chaveamento), chega

Tabela 4.3. Como pode ser visto, as perdas

das de condução, indicando que a escolha do semicondutor está adequada para a aplicação.

Além disso, a perda total de 709,4 W representa menos de 1,3% da potência nominal de 5

kW de um módulo Buck, um resul

elevada.

Tabela 4.3 - Sumário de perdas calculadas para

Perdas (W) Condução

IGBT

Diodo

Total

De posse das perdas de cada

simulação o circuito térmico equivalente da montagem, onde as resistências térmicas

junções dos IGBTs e diodos para o

para o ambiente foram também obtidas dos catálogos

considerada foi de 40ºC. O circuito térmico equivalente para o

visto na Figura 4.9 a seguir.

Figura 4.9 - Circuito térmico de dissipação de calor do conversor completo

Através da simulação do circuito térmico, obteve

IGBT 145ºC; junção do diodo 148ºC

temperatura de junção estarem muito próximos do limite do dispositivo (150ºC), considera

nesse caso que a condição nominal para a qual o conversor está sendo projetado é bastante

-se as devidas adequações numéricas (multiplicação por

, linearização das perdas de chaveamento), chega-se ao resultado apresentado na

. Como pode ser visto, as perdas totais de chaveamento são relativamente próximas



kW de um módulo Buck, um resultado desejável para que o conversor tenha eficiência

Sumário de perdas calculadas para o IGBT e o diodo de um módulo Buck

operando em condição nominal.

Condução Chaveamento Total

120,6 333,3 454,0

188,8 66,7 255,4

309,4 400,0 709,4

De posse das perdas de cada semicondutor, foi implementado também em software de

simulação o circuito térmico equivalente da montagem, onde as resistências térmicas

junções dos IGBTs e diodos para o case, bem como do case para o dissipador e do dissipador

para o ambiente foram também obtidas dos catálogos [27], [28]. A temperatura ambiente

considerada foi de 40ºC. O circuito térmico equivalente para o conversor completo

Circuito térmico de dissipação de calor do conversor completo

Através da simulação do circuito térmico, obteve-se as seguintes temperaturas: junção do

junção do diodo 148ºC; case 120ºC; dissipador 91ºC. Apesar dos valores de

temperatura de junção estarem muito próximos do limite do dispositivo (150ºC), considera


se as devidas adequações numéricas (multiplicação por Ts,

se ao resultado apresentado na

totais de chaveamento são relativamente próximas



tado desejável para que o conversor tenha eficiência

diodo de um módulo Buck do conversor

Total

454,0

255,4

709,4

, foi implementado também em software de

simulação o circuito térmico equivalente da montagem, onde as resistências térmicas das

para o dissipador e do dissipador

. A temperatura ambiente

conversor completo pode ser

Circuito térmico de dissipação de calor do conversor completo.

se as seguintes temperaturas: junção do

91ºC. Apesar dos valores de

temperatura de junção estarem muito próximos do limite do dispositivo (150ºC), considera-se


79

improvável, uma vez que prescinde de altos valores de irradiância e baixas temperaturas, uma

situação que é rara na localidade onde os conversores estarão instalados. Portanto, o

dimensionamento pode ser considerado adequado.

4.2.2 Dimensionamento dos elementos passivos

A indutância em um conversor Buck deve ser tal que garanta, ao mesmo tempo, a corrente

média desejada na saída, e que seu valor não se anule durante um período de chaveamento.

Ao se analisar o gráfico de IL na Figura 4.7, observa-se que durante o período de condução do

IGBT a corrente apresenta uma derivada positiva que, conforme a Eq. 1, tem valor (Vi - Vo)/L.

Sabendo-se que a derivada de uma reta é sua própria inclinação, e que esta também pode ser

expressa pela relação trigonométrica da tangente, então

(�� − ��)

�=∆�

�� Eq. 4

onde ∆I é o ripple total de corrente, dado na Figura 4.7 como o intervalo entre os valores

mínimo e máximo da corrente IL. Logo, da Eq. 4 surge a expressão a seguir, que relaciona a

indutância necessária a um conversor Buck para que este desenvolva um determinado ripple

máximo de saída:

� =(�� − ��)��

∆� Eq. 5

Conforme mencionado anteriormente nesse trabalho, para a aplicação em questão é desejável

que a corrente seja a mais estável possível, de forma a geração fotovoltaica não prejudicar a

produção do material pela eletrólise. Sabendo disso, determinou-se o ripple máximo

admissível para cada módulo Buck de até 5%, sendo que devido à topologia interleaving, o

ripple resultante de cada conversor será 1/3 desse valor, e portanto, inferior a 2%. Baseando-

se nessa definição, utilizou-se a Eq. 5 para calcular a indutância numa condição de pior caso,

considerando tensão de entrada de 900 V, e com isso chegou-se que L = 8 mH. Conforme o

equacionamento proposto, esta indutância também irá garantir que o conversor opere em

MCC, uma vez que o valor mínimo da corrente durante um período de chaveamento só será

cerca de 2,5% menor do que seu valor médio.

O capacitor, por sua vez, está inserido na topologia apresentada na Figura 4.4 com propósito

exclusivo de fornecer um caminho alternativo para a corrente dos painéis solares durante a

parcela do período de chaveamento em que o IGBT estiver em bloqueio. Nesse caso, seu

dimensionamento deve ser feito com base nos dispositivos de mercado e nas condições a que

estará sujeito a operar.

80

Através de simulações computacionais, observou-se que a corrente eficaz (RMS) a fluir pelo

capacitor de cada módulo Buck é de aproximadamente 90 A. Dessa forma, selecionou-se o

modelo B25620D1707K103 do fabricante Epcos / TDK de 700 µF [29], que é um modelo

apropriado para uso em conversores eletrônicos, para tensão de trabalho de até 1.100 V,

resistência série de 0,9 mΩ e resistência térmica para o ambiente de 2,0 K/W. Com essas

características, este capacitor pode operar nas condições nominais do conversor sem entrar em

condição de derating devido à elevação de temperatura (aumento de temperatura de cerca de

10ºC em condição nominal, sendo que o início do derating só acontece após cerca de 57ºC).

4.3 Estratégia de controle

O sistema de controle do conversor deve ser projetado de modo a atender aos seguintes

requisitos:

Ter como variável controlada a tensão de entrada (ou seja, a tensão sobre o capacitor),

e utilizar técnicas de MPPT para garantir a máxima extração de energia dos painéis

solares;

Basear-se em modulação por largura de pulso (PWM, do inglês, Pulse Width

Modulation), permitindo a implementação da configuração interleaved conforme

mencionado anteriormente; e

Conferir ao conversor boa rejeição a perturbações de suas variáveis de entrada.

Isto posto, pode-se dividir o controlador em 3 blocos distintos: o MPPT, que irá gerar a

referência para a tensão do capacitor; o PWM, que irá converter a tensão de controle em

comandos de comutação para chaves semicondutoras; e o controlador em si, que irá fazer com

que a tensão de referência seja traduzida num sinal para o PWM que confira ao controlador

uma resposta dinâmica robusta.

4.3.1 Modelagem do sistema

O objetivo da malha de controle de um conversor é aumentar sua rejeição a perturbações, isto

é, fazer com que sua saída sofra pouca influência de oscilações nas entradas. Para projetar

uma malha com essa característica é necessário obter a função de transferência do sistema, e

sendo os conversores estáticos sistemas não-lineares, se faz premente realizar a modelagem

por espaço de estados. Esta aproximação é válida sempre que a frequência de chaveamento

for muito superior à banda passante da malha projetada, e nessas condições, torna-se razoável

modelar o sistema através dos valores médios das variáveis [21], [26], [30].

81

Deseja-se, portanto, obter a função de transferência de pequenos sinais �(�) = ��(�)/��(�) do

conversor, onde ��(�) e ��(�) são pequenas perturbações na tensão de entrada �� e na razão

cíclica �, respectivamente, ao redor de seus valores de regime permanente c.c. �� e �. Durante

cada estado, o circuito linear deve ser descrito em função do vetor de variáveis de estado

�(�), no caso, consistindo da tensão ��(�) no capacitor e da corrente ��(�) no indutor. Uma

vez que a tensão de entrada do conversor é a mesma tensão no capacitor, tem-se que �� = �� .

Para cada estado, as seguintes equações podem ser estabelecidas:

Durante ��:

��(�)

��= ��(�) + ��(�) Eq. 6

�(�) = ��(�) + ��(�) Eq. 7

Durante (1 − �)�:

��(�)

��= ��(�) + ��(�) Eq. 8

�(�) = ��(�) + ��(�) Eq. 9

Onde �(�) é o vetor de estados, �(�) é o vetor de entradas, �(�) é o vetor com as variáveis de

saída, e �, �, � e � são matrizes com os parâmetros do sistema. O modelo de espaço de

estados médio que descreve a condição de equilíbrio do conversor não-linear ao redor de um

ponto de operação é dado pelas equações a seguir:

0 = �� + �� Eq. 10

� = �� + �� Eq. 11

Onde as matrizes médias são:

� = �� + �′�� Eq. 12

� = �� + �′�� Eq. 13

� = �� + �′�� Eq. 14

� = �� + �′�� Eq. 15

A solução das Eq. 10 e Eq. 11 é:

� = −�� Eq. 16

� = (−�� + �)� Eq. 17

Considere agora cada uma das variáveis de interesse modeladas como sendo resultado da

soma de seu valor médio mais suas pequenas perturbações, dadas por exemplo pela expressão

�(�) = � + ��(�). Substituindo nas Eq. 10 e Eq. 11, e fazendo algumas simplificações, tem-se

o modelo de espaço de estados para pequenos sinais:

��(�)

��= ��(�) + ��(�) + [(�� − ��)� + (�� − ��)�]��(�) Eq. 18

82

��(�) = ��(�)

Para a aplicação da referida metodologia ao conversor Buck projetado, considerou

estados apresentados na Figura 4.

a fonte �� e a resistência ��eq

fotovoltaica conectados a este conversor

(a)

Figura 4.10 - Circuito representando o estado do Buck durante

Com base nos circuitos apresentados na

com os seguintes parâmetros:

Durante ��:

�

��(�)��(�)

� =

⎣⎢⎢⎡ 0

−1

� �

��(�)

��=

[��(�)] = [0

(�(�) =

Durante (1 − �)�:

�

��(�)��(�)

� = �

0

0−

�

��(�)

��=

[��(�)] = [0

(�(�) =

( ) + ��(�) + [(�� − ��)� + (�� − ��)�]��(�)

aplicação da referida metodologia ao conversor Buck projetado, considerou

.6. A montagem completa pode ser vista na Figura

eq modelam o equivalente de Thevenin dos painéis

a este conversor.

(b)

Circuito representando o estado do Buck durante dT (a) e (1-d)T

Com base nos circuitos apresentados na Figura 4.10, a modelagem em espaço de estados se

1

�−1

��⎦⎥⎥⎤

��(�)��(�)

� +

⎣⎢⎢⎡ 0

−1

�1

��0⎦⎥⎥⎤

��(�)

��(�)�

��(�) + ��(�)�

[ 1] ��(�)

��(�)� + [0 0] �

��(�)

��(�)�

��(�) + ��(�))

�

0−1

�� (�)��(�)

� +

⎣⎢⎢⎡ 0

−1

�1

��0⎦⎥⎥⎤

��(�)

��(�)�

��(�) + ��(�)�

[ 1] ��(�)

��(�)� + [0 0] �

��(�)

��(�)�

��(�) + ��(�))

� Eq. 19

aplicação da referida metodologia ao conversor Buck projetado, considerou-se os dois

Figura 4.10, onde

dos painéis da usina

d)T (b).

, a modelagem em espaço de estados se dá

Eq. 20

Eq. 21

Eq. 22

Eq. 23

83

Resolvendo-se as Eq. 20 a Eq. 23 utilizando a abordagem apresentada na Eq. 18, obtem-se a

seguinte expressão para o modelo de pequenos sinais do conversor:

�

��(�)��(�)

� =

⎣⎢⎢⎡ 0

�

�−�

�

−1

��⎦⎥⎥⎤

��(�)��(�)

� +

⎣⎢⎢⎡ 0

−1

�1

��0⎦⎥⎥⎤

�� (�)

��(�)� + �

��

��(�) Eq. 24

Onde �, �� e �� representam respectivamente os valores médios de �(�), ��(�) e ��(�). Da

Eq. 24 deduz-se as duas expressões abaixo, que representam o modelo de pequeno sinais do

conversor mostrado na Figura 4.11.

�

��(�) =

�

��(�) −

1

��(�) +

��(�)

Eq. 25

�

��(�) = −

�

��(�) −

1

��(�) +

1

�� (�) −

��(�) Eq. 26

Figura 4.11 - Modelo de pequenos sinais do conversor projetado.

4.3.2 Cálculo do controlador

Baseado no modelo da planta apresentado na Figura 4.11, partiu-se então para a

implementação do sistema de controle utilizando o auxílio de ferramentas numéricas

computacionais. Atribuindo valores aos parâmetros conforme dimensionamento efetuado nas

seções anteriores, pode-se utilizar as Eq. 18 e Eq. 19 para chegar à seguinte função de

transferência para o conversor:

�(�) =

��(�)

��(�)=

−1,234�� − 7,447��

�� + 70,92� + 3,221�� Eq. 27

De posse da Eq. 27, o software de simulação Matlab pode ser utilizado para se avaliar o

comportamento dinâmico do sistema através da função sisotool. A Figura 4.12 mostra que,

84

em malha aberta, o conversor projetado é instável, pois sua função de transferência possui um

zero positivo no eixo real. A mesma ferramenta pode então ser utilizada para se projetar um

controlador clássico PI que confira estabilidade ao sistema.

(a) (b)

Figura 4.12 - Lugar das raízes (a) e resposta em frequência (b) do conversor projetado em malha aberta.

Após algumas iterações, os ganhos do controlador foram determinados de forma a

proporcionar ao sistema a frequência de corte de 785 rad/s (1/20 da frequência de

chaveamento) e a margem de fase de 82º, valores que garantem a estabilidade do conversor e

o emprego de polos reais (e não complexo-conjugados). Os ganhos obtidos para o controlador

foram:

�� = −5,97176��P �� = −0,074647I

O resultado da resposta em frequência do conversor operando em malha fechada com o

controlador projetado pode ser observado na Figura 4.13.

85

(a) (b)

Figura 4.13 - Lugar das raízes (a) e resposta em frequência (b) do conversor projetado em malha fechada

com o controlador.

A Figura 4.13 mostra que, operando com o controlador, o conversor passa a apresentar

comportamento estável, sendo que o valor de referência para o duty cycle obtido estará mais

robusto frente a perturbações na tensão de entrada do conversor.

4.3.3 Alternativa para projeto do controlador

Outra abordagem para o projeto do controlador proposto na seção anterior pode ser vista no


CONTINUIDADE DE ESTUDOS. Tal alternativa poderá ser explorada na continuidade dos

estudos relacionados ao presente trabalho.

4.3.4 Algoritmo de rastreamento de máxima potência (MPPT)

As técnicas de rastreamento de máxima potência são essenciais para os sistemas fotovoltaicos,

tendo em vista a característica elétrica dos painéis solares (curva I-V, conforme apresentada

na Figura 2.4) e a baixa eficiência intrínseca desses dispositivos. Estes algoritmos visam

portanto obter a máxima potência extraível daquele painel ou arranjo de módulos para dadas

condições meteorológicas.

Os algoritmos de MPPT tem sido amplamente estudados nos últimos anos e a literatura é farta

no que diz respeito a sua caracterização e comparação entre métodos [31], [32]. Dentre os

mais simples, destacam-se o da razão cíclica fixa, que não apresenta nenhum tipo de

realimentação, e o da tensão ou corrente constante, que se baseam na determinação pretérita

86

do ponto de operação da curva I-V em que o arranjo de painéis irá operar, independente das

condições meteorológicas. Contudo, embora de simples implementação, ambos não oferecem

um bom rastreamento do ponto de máxima potência, e portanto não serão considerados para

este projeto.

Os métodos que apresentam melhor desempenho segundo a literatura são os chamados de Hill

Climbing. Em particular, o método Perturba & Observa é um dos mais amplamente utilizados,

tendo apresentado bons resultados experimentais sob condições dinâmicas de sombreamento

parcial [33], e por isso será utilizado neste projeto.

A técnica Perturba & Observa consiste na aplicação de uma variação mínima intencional na

tensão de saída dos painéis, ao passo que se monitora a variação subsequente na potência.

Como pode ser assimilado da curva I-V, quando o incremento de tensão é positivo e a

potência de saída apresenta um aumento, então deve-se continuar aplicando incrementos de

tensão. Alternativamente, um incremento de tensão que provoque uma queda na tensão de

saída, sinaliza que o ponto de máxima potência foi ultrapassado, e que a tensão precisa

retroceder em pelo menos uma variação.

Este tipo de método permite a localização de um ponto de máxima potência, mas não garante

que seja necessariamente o ponto de máximo global. Para tal, pode ser necessário estabelecer

uma rotina de varredura a intervalos fixos de tempo, em que a tensão pode ser variada de zero

a seu limite máximo. Como esse procedimento modifica o ponto de operação do arranjo de

painéis e por conseguinte abre mão de produzir energia no MPP, ele deve ser utilizado em

uma frequência reduzida de vezes.

O método Perturba & Observa apresenta como principal desvantagem o fato de que a tensão

de saída dos painéis ficará sempre oscilando, mesmo em uma condição meteorológica

aproximadamente estável. Uma forma de mitigar essa oscilação é estabelecendo um valor

baixo para o incremento de tensão, embora tenha como contrapartida o fato de que

incrementos baixos irão tornar mais lenta a convergência do algoritmo para novos pontos de

operação em caso de mudanças bruscas nas condições. Dessa forma, deve ser avaliado o

compromisso entre estes dois fatores.

A Figura 4.14 apresenta o fluxograma típico para o algoritmo da técnica de rastreamento

Perturba & Observa. Esta é a técnica que foi implementada na simulação computacional que

se segue, sendo que adotou-se o incremento ∆V de 1 V. O algoritmo foi implementado através

de um bloco de função no Matlab que calcula uma referência de tensão para cada 10 períodos

de chaveamento. Seu código fonte pode ser visto no APÊNDICE D - CÓDIGO DE

IMPLEMENTAÇÃO DO ALGORÍTMO PERTURBA & OBSERVA.

Figura 4.14 - Fluxograma do algoritmo MPPT Perturba & Observa

4.3.5 Configuração Interleaving

A técnica de interleaving baseia

operando em conjunto. Diversos estudos propõem sua utilização em várias topologias de

distintas de conversores [34]

será utilizada de maneira análoga ao efeito gerado por um conversor trifásico em relação a um

monofásico. O fato de se utilizar três conversores ao in

além de reduzir as demandas elétricas no

harmônico com o triplo da frequência original de cada conversor.

A Figura 4.15 exemplifica a forma de implementação do interleaving nesse projeto. O

algoritmo MPPT irá gerar uma re

sua vez, irá gerar uma tensão de controle equivalente ao duty cycle a ser imposto aos

conversores. Essa tensão, apresentada como a linha

então comparada às portadoras

de comando, mostrados nos gráficos

inferior à tensão de controle.

Fluxograma do algoritmo MPPT Perturba & Observa

Configuração Interleaving

baseia-se no defasamento de controladores PWM

. Diversos estudos propõem sua utilização em várias topologias de

[34], [35], [36], sendo que no trabalho em questão, a configuração


monofásico. O fato de se utilizar três conversores ao invés de um para a mesma potência,

além de reduzir as demandas elétricas nos componentes, proporciona uma saída com conteúdo

triplo da frequência original de cada conversor.

exemplifica a forma de implementação do interleaving nesse projeto. O

algoritmo MPPT irá gerar uma referência de tensão para uma malha de controle PI, que por


conversores. Essa tensão, apresentada como a linha em ciano no gráfico inferior da figura, é

portadoras triangulares, defasadas entre si de 120°. A

de comando, mostrados nos gráficos superiores, se dá sempre que o valor da portadora for

inferior à tensão de controle.

87

Fluxograma do algoritmo MPPT Perturba & Observa [31].

se no defasamento de controladores PWM em conversores

. Diversos estudos propõem sua utilização em várias topologias de

balho em questão, a configuração


vés de um para a mesma potência,

s componentes, proporciona uma saída com conteúdo

exemplifica a forma de implementação do interleaving nesse projeto. O

ferência de tensão para uma malha de controle PI, que por


no gráfico inferior da figura, é

defasadas entre si de 120°. A geração dos sinais

, se dá sempre que o valor da portadora for

88

Figura 4.15 - Exemplo de funcionamento do controle com

Como pode ser observado, os sinais de comando ocorrem somente uma vez a cada período de

chaveameto, e com as mesmas durações, embora defasados entre si. Isto faz com que a

corrente de saída tenha uma forma

comandassem simultaneamente

instante com subsequente queda acentuada no restante do período de chaveamento. Logo, esta

técnica é especialmente interessante para

uma vez que promove uma maior estabilidade da corrente de saída.

4.4 Resultados de simulação

Para demonstrar o funcionamento do conversor projetado foi elaborada uma simulação

computacional no software Matlab Simulink.

(perdas) foram desconsiderados. O

tensão ideal em série com uma resistência

pelos transformadores e retificadores,

ideal, ajustada para complementar a corrente na carga no valor nominal com um atraso muito

curto. O cluster da usina solar que alimenta o conversor foi modelado util

próprio para tal, fornecido pelo software.

descrever com exatidão o processo existente, mas são suficientes para avaliar o projeto do

conversor e da usina fotovoltaica realizados.

Exemplo de funcionamento do controle com interleaving



forma de onda mais suave, ao passo que se os três conversores

suas chaves, haveria uma concentração da corrente nesse


mente interessante para uso na alimentação de um processo de eletrólise

uma maior estabilidade da corrente de saída.

Resultados de simulação


al no software Matlab Simulink. Por simplificação, os elementos dissipativos

(perdas) foram desconsiderados. O processo da eletrólise foi modelado como uma fonte de

resistência. Já a alimentação proveniente da rede,

pelos transformadores e retificadores, foi modelada como uma fonte de corrente

ajustada para complementar a corrente na carga no valor nominal com um atraso muito

O cluster da usina solar que alimenta o conversor foi modelado utilizando

próprio para tal, fornecido pelo software. Estas simplificações e modelos podem não


conversor e da usina fotovoltaica realizados. A Figura 4.16 apresenta o circuito

interleaving.



mais suave, ao passo que se os três conversores

, haveria uma concentração da corrente nesse


uso na alimentação de um processo de eletrólise,


Por simplificação, os elementos dissipativos

processo da eletrólise foi modelado como uma fonte de

alimentação proveniente da rede, que passa

como uma fonte de corrente controlável

ajustada para complementar a corrente na carga no valor nominal com um atraso muito

izando-se o bloco

Estas simplificações e modelos podem não


apresenta o circuito de potência

89

implementado para realização da simulação, onde os parâmetros utilizados foram conforme o

dimensionamento apresentado nas seções anteriores.

Figura 4.16 - Circuito de potência implementado do conversor para simulação computacional.

A Figura 4.17 mostra a implementação em ambiente de simulação do sistema de controle,

também descrito nas seções anteriores.

Figura 4.17 - Diagrama de blocos do sistema de controle do conversor implementado em ambiente de

simulção (Matlab Simulink).

90

4.4.1 Operação em condições nominais

Primeiramente, estabeleceu-se o cenário onde as condições nominais eram atendidas, quais

sejam, temperatura 25ºC e irradiância 1.000 W/m². O resultado obtido para a tensão e a

corrente de entrada do conversor, ou seja, a tensão e a corrente de saída do cluster da usina,

pode ser visto na Figura 4.18. A parte inicial da simulação foi descartada devido à

acomodação do sistema, e são apresentados 10 períodos de chaveamento (4·10-4 s cada).

(a) (b)

Figura 4.18 - Tensão (a) e corrente (b) de entrada do conversor operando em condição nominal.

Nota-se dos gráficos apresentados que a tensão e a corrente se mantiveram dentro dos valores

esperados e com ripple adequado. Para referência, os valores médios de projeto para a tensão

e a corrente nominais de cada cluster da usina são, respectivamente, 804,6 V e 201,3 A

(conforme Tabela 4.2). O resultado obtido mostra que o algoritmo MPPT implementado

funcionou de forma satisfatória, pois foi capaz de levar o cluster ao ponto de operação de

máxima potência, ainda que uma oscilação seja vista por causa do chaveamento do conversor.

A corrente de saída do conversor para um período de chaveamento pode ser vista na Figura

4.19(a) adiante, onde o valor médio esperado era de 578,6 A. Já a Figura 4.19(b) mostra a

potência de saída desenvolvida pelo conversor.

(a) (b)

Figura 4.19 - Corrente de saída do conversor (a) e potência de saída (b) em condição nominal.

Como mostra o gráfico à esquerda, a corrente de saída do conversor está bem próxima do

valor médio esperado e apresenta um ripple com frequência do triplo da frequência de

chaveamento, resultado obtido devido ao uso da técnica de controle interleaving. Além disso,

91

o valor do ripple está abaixo de 1%, também graças a essa técnica de controle e ao indutor

dimensionado para a condição de pior caso (tensão de entrada mais baixa que a nominal). A

potência de saída, por sua vez, está bem próxima do valor calculado para máxima potência,

que é de 1,62·105 W. Isso corrobora o argumento de que o algorítmo de MPPT funcionou a

contento, e tal resultado só pôde ser obtido porque as perdas de condução e as inerentes ao

conversor foram desconsideradas.

A corrente no indutor de um dos módulos Buck pode ser vista na Figura 4.20(a). O valor

médio esperado era de 192,9 A e, como pode ser visto, o conversor está operando em MCC

pois o valor da corrente não se anula durante um período de chaveamento. O ripple obtido foi

de cerca de 4,8%, o que também está de acordo com o limite de projeto de 5%.

(a) (b)

Figura 4.20 - Corrente no indutor (a) e no capacitor (b) de um dos módulos Buck, em condições nominais.

Já a Figura 4.20(b) mostra a corrente no capacitor. Os valores negativos mostram que quando

o IGBT está em bloqueio a corrente da usina solar circula pelo capacitor, sendo que esta

energia é acumulada e devolvida ao conversor quando a chave muda para o estado em

condução. A linha vermelha mostra o valor eficaz da corrente, utilizado para a especificação

do componente (90 A). Os resultados apresentados na Figura 4.20 mostram que os elementos

passivos dimensionados estão de acordo com os critérios que foram estabelecidos para tal.

A Figura 4.21, por sua vez, mostra as formas de onda da corrente no IGBT e no diodo, para

um período de chaveamento, também identificados na topologia do conversor Buck da Figura

4.4 como S1 e S2. Conforme mencionado na etapa de dimensionamento dos módulos

semicondutores, a corrente assume valor igual à corrente de saída no IGBT quando este está

em condução, passando ao diodo quando ele entra em bloqueio (192,9 A). Mais uma vez aqui,

o resultado obtido da simulação está de acordo com as premissas adotadas para

dimensionamento dos dispositivos.

92

(a) (b)

Figura 4.21 - Corrente no IGBT (a) e no diodo (b) durante um período de chaveamento, em condições

nominais.

Os resultados obtidos para os sinais de controle são aqueles já apresentados na Figura 4.15.

4.4.2 Operação no cenário de mudanças meteorológicas

O comportamento dinâmico do conversor foi avaliado através da simulação de uma condição

meteorológica variável. A Figura 4.22(a) ilustra tal variação, em que a irradiância passa de

1.000 W/m² até os 2 s de simulação para 800 W/m², enquanto a temperatura se eleva de 25°C

para 55°C aos 4 s. A Figura 4.22(b) mostra qual foi a potência extraída dos painéis no

período, sendo que até os 1,2 s de simulação o sistema ainda estava se acomodando à

condição nominal.

(a) (b)

Figura 4.22 - Gráfico da variação da condição meteorológica (a) e subsequente potência de saída

observada no conversor (b).

Como pode ser observado da Figura 4.22(b), mesmo a irradiância se mantendo constante após

os 3 s de simulação, a potência apresentou novo decréscimo depois dos 4 s devido ao aumento

da temperatura. Isso pode ser explicado pelos resultados apresentados na Figura 4.23.

93

(a) (b)

Figura 4.23 - Tensão (a) e corrente (b) de entrada do conversor durante as variações meteorológicas.

Desconsiderando-se o intervalo até a acomodação do circuito aos 1,2 s, a Figura 4.23(a)

mostra que a tensão de entrada do conversor (por conseguinte, a tensão de saída da usina

fotovoltaica) ficou no seu patamar nominal de aproximadamente 800 V até pouco mais dos 4

s de simulação. Por outro lado, a corrente apresentada na Figura 4.23(b) experimentou

decréscimo já aos 2 s de simulação com a redução da irradiância. No entanto, apesar do

transitório durante a variação da temperatura, se manteve aproximadamente constante após os

5 s. Esse resultado corrobora a avaliação apresentada na Tabela 4.1, na qual observou-se que a

temperatura é o parâmetro que exerce maior influência sobre a tensão dos painéis, ao passo

que a irradiância afeta mais a corrente. O baixo valor da potência de saída após os 5 s de

simulação pode ser explicado, portanto, devido ao fato de que ela é dada justamente pelo

produto da tensão pela corrente, e por conseguinte, tanto a diminuição da irradiância quanto o

aumento da temperatura exercem influência negativa sobre a potência máxima extraível dos

painéis fotovoltaicos.

Uma das maiores preocupações referentes ao conceito proposto neste trabalho é retratada na

Figura 4.24. O gráfico mostra a evolução das correntes de saída do conversor, de alimentação

da carga pela rede (transformadores e retificadores) e o valor total conferido à carga.

Figura 4.24 - Corrente de saída do conversor, corrente fornecida pela rede e corrente na carga, durante as

variações meteorológicas.

Vê-se da figura que o comportamento da corrente de saída do conversor é similar ao da

potência, apresentado na Figura 4.22(b). Ou seja, alcança seu patamar máximo até os 2 s de

simulação, quando sofre o primeiro decréscimo pela diminuição da irradiação, e outro aos 4 s

94

com o aumento na temperatura. A corrente proveniente da rede, por sua vez, apresenta um

comportamento inverso, compensando cada um dos decréscimos conferidos à corrente da

usina fotovoltaica instantaneamente. Dessa forma, nota-se que a corrente na carga se manteve

estável por todo o período da simulação.

Naturalmente, tal resultado foi obtido porque a alimentação proveniente da rede foi modelada

como uma fonte de corrente ideal programada para realizar essa compensação em um tempo

muito curto. Conforme será discutido no Capítulo 5, em situações reais, há que se aferir qual é

a capacidade do sistema de controle do transformador e retificador de variação da corrente.

Em alguns casos, pode ser que as variações impostas pelas condições climáticas não possam

ser suprimidas na mesma velocidade pelo sistema de controle do processo, fazendo com que a

corrente na carga apresente instabilidade. Para estes casos, algumas medidas devem ser

tomadas. Mas de maneira geral, respeitadas essas medidas, a Figura 4.24 mostra que o

conceito proposto é viável e seguro do ponto de vista do processo.

4.5 Simulação PVsyst

Dado que a alternativa de conectar uma usina de geração solar fotovoltaica diretamente a um

processo de eletrólise é tecnicamente viável, conforme descrito nas seções anteriores, então as

vantagens de se realizar essa conexão podem ser aferidas com base na produção de energia e

na economia financeira esperada.

Para tal, uma simulação foi realizada utilizando-se o software PVsyst 6.67, especializado no

estudo de sistemas fotovoltaicos. Implementou-se a mesma usina projetada no Capítulo 3,

sendo que dois cenários distintos foram comparados: o primeiro utilizando inversores solares

típicos conectados diretamente à rede c.a., e o segundo utilizando a conexão direta em c.c. da

usina fotovoltaica através de um conversor c.c. - c.c. Por simplificação, as eficiências

nominais de cada dispositivo foram consideradas conforme ilustram as Figura 2.5 e Figura

2.6, uma vez que conforme já mencionado, são valores típicos e dados mais precisos iriam

requerer uma investigação muito detalhada do problema. Além disso, considerou-se no caso

do inversor que sua eficiência seria a eficiência global dos dispositivos no caminho da

corrente, ou seja, dos transformadores e retificador, de forma a possibilitar a comparação com

o cenário onde a eficiência do conversor c.c. - c.c. seria diretamente injetada ao processo. O

software então utiliza o sistema implementado com um conjunto de dados históricos para

aquela região geográfica (como por exemplo condições climáticas, temperaturas típicas,

irradiância etc) para determinar a produção de energia média por ano e o PR, do inglês

95

performance ratio, que é um parâmetro de desempenho usado na comparação de instalações

solares fotovoltaicas no mundo todo.

O resultado obtido para a geração média de energia por ano foi de 67.060 MWh para o caso

do inversor contra 77.186 MWh para a conexão direta com conversor c.c. - c.c., um valor

15% maior que na abordagem tradicional. Já o PR obtido foi de 70,6% para a aplicação com

inversor contra 81,3% no caso do novo conceito proposto. Os resultados completos destas

simulações podem ser vistos no APÊNDICE E - RESULTADOS DA SIMULAÇÃO NO

PVSYST.

Para se ter esses números em perspectiva, observe a Tabela 4.4 onde o consumo aproximado

da carga foi calculado com base na operação em condição nominal (280 V, 200 kA, 24h/dia e

365 dias/ano). Além disso, foi adotado o custo médio do MWh de R$ 492,24, conforme dados

de 2016 para o estado de Minas Gerais [37].

Tabela 4.4 - Produção de energia e economia financeira esperados.

Descrição Quantidade Unidade

Consumo da carga 490.560 MWh/ano

Geração com inversor 67.060 MWh/ano

Geração com conversor c.c. - c.c. 77.186 MWh/ano

Custo com energia total da carga 241.473.254 R$/ano

Economia com geração com inversor 33.009.614 R$/ano

Economia com geração com conversor 37.994.036 R$/ano

De acordo com a Tabela 4.4, a construção de uma usina solar fotovoltaica conforme projetada

neste trabalho pode gerar economia nos gastos com energia elétrica de cerca de 13,7%, caso

utilizada a abordagem convencional com inversores, ou até 15,7% se adotado o conceito da

conexão direta com o processo em c.c. Em termos absolutos, a economia é de mais de 30

milhoes de reais por ano, sendo que a simples opção pela abordagem do conversor c.c. - c.c.

representa uma economia de quase 5 milhões por ano a mais.

Por mais que os resultados tenham sido obtidos utilizando-se eficiências arbitrárias (mas de

valores típicos), mostram que a diferença nas aplicações é relevante e que justificam este

trabalho. Ressalta-se que nessa comparação as perdas de condução foram negligenciadas para

ambos os cenários, uma vez que o intuito principal era de se fazer uma comparação entre eles,

e pode-se assumir que essas perdas são similares entre eles.

96


Neste capítulo discutiu-se a implementação prática do sistema de conversão necessário para

fazer a conexão do processo com a usina projetada no capítulo anterior. Definiu-se desde a

topologia do conversor, até quais componentes de mercado utilizar. A estratégia de controle

foi detalhada de forma a adequar o conversor para operação com os requisitos do projeto.

De posse de todas estas definições, o conversor pôde ser implementado em um ambiente de

simulação para que seu funcionamento e viabilidade fossem aferidos. Os resultados obtidos

foram todos satisfatórios e corroboram as premissas de projeto que o originaram. Em

particular, observou-se que no cenário de variações meteorológicas a carga não apresentou

oscilação de corrente, ainda que o algorítmo de MPPT implementado tenha feito com que a

corrente de saída do conversor variasse. Isso se deveu ao fato de que o processo foi modelado

como uma fonte de corrente variável ideal, e mais detalhes sobre esse aspecto serão discutidos

no próximo capítulo desse trabalho.

Outro aspecto relevante foi o emprego da configuração interleaving no controle dos módulos

Buck. Isto permitiu uma maior modularidade dos conversores, permitindo o uso de

componentes mais simples e de menor custo, além de ter proporcionado uma corrente de saída

com menor ripple do que seu equivalente em um sistema de controle tradicional.

Por fim, o capítulo apresentou ainda uma simulação no software especializado em energia

solar fotovoltaica, o PVsyst, onde o emprego da usina fotovoltaica projetada pôde ser

comparado entre a forma tradicional (com inversores injetando a energia na rede c.a.) e o

novo conceito proposto (com conversores c.c. - c.c. injetando a energia diretamente no

processo). As análises mostraram uma vantagem de cerca de 15% na geração de energia com

a abordagem proposta, ou o equivalente a cerca de 5 milhões de reais a mais de economia,

quando comparado com o método convencional (naturalmente, resultados obtidos com base

nas premissas definidas na simulação).

97

5 INTEGRAÇÃO DA USINA FOTOVOLTAICA COM O PROCESSO

INDUSTRIAL

O presente capítulo trata dos aspectos práticos da interligação da usina fotovoltaica

projetada ao processo de eletrólise, desde sua conexão física, até a comunicação dos

sistemas de controle. Em seguida, é discutida a regulação de corrente, essencial para a

estabilidade do processo frente às variações da geração solar, e as limitações que ela pode

impor ao sistema.

5.1 Conexão com o processo

Plantas de eletrólise em geral são projetadas para elevadas correntes nominais, uma vez que o

valor da corrente está diretamente associado à produtividade. Desta forma, conectar a geração

de uma usina fotovoltaica a esse processo conforme sugere a Figura 2.7 é uma tarefa com

relativa complexidade.

Para a planta do estudo de caso em questão, tem-se que a corrente nominal do processo é de

200 kA e a corrente de projeto da usina fotovoltaica é de aproximadamente 158 kA. Para se

ter esses números em perspectiva, a norma NBR 5410 define que a ampacidade (capacidade

de condução de corrente) de cabos de seção 300 mm², em condições ideais, gira em torno de

500 a 900 A, dependendo do modo de instalação. Isto quer dizer que, para se conectar a usina

projetada ao processo existente utilizando-se os maiores cabos tipicamente encontrados no

mercado, seriam necessários centenas de condutores em paralelo, o que seria inviável tanto do

ponto de vista financeiro quanto por restrição de espaço.

A condução de correntes desta ordem de grandeza, especialmente em tensões baixas como a

do processo do estudo de caso, em geral é feita através de dutos de barras, que são barras

sólidas de material condutor (normalmente cobre ou alumínio). A planta de eletrólise em

questão utiliza desse dispositivo. Estas barras são capazes de conduzir elevadas correntes

apresentando um nível baixíssimo de perdas de condução, mas no entanto, não possuem a

mesma flexibilidade de instalação dos cabos. Em primeiro lugar, é necessário um projeto

detalhado para sua infraestrutura de suportação, sendo que todo o trajeto desde a saída dos

conversores até o ponto de conexão com o processo deve ser preparado para esta finalidade.

Em segundo lugar, a conexão dessas barras com um conjunto de barras já existente demanda

uma obra de substituição e intervenção sobre o processo, o que causa parada de produção e

prejuízos financeiros.

98

Isto posto, a Figura 5.1 mostra duas fotos das barras de saída da referida planta. Estas barras

conectam os retificadores, localizados dentro de uma sala específica em alvenaria, com as

células de eletrólise, situadas em um galpão anexo. Como pode ser observado, os dispositivos

de medição de corrente se encontram dentro da sala, sendo que o local também abriga outros

equipamentos elétricos e encaminhamentos de cabos.

(a) (b)

Figura 5.1 - Barras de saída dos retificadores e respectivos medidores de corrente (créditos: Votorantim

Metais).

Conforme exposto anteriormente, para a aplicação proposta neste trabalho seria desejável que

o ponto de conexão da geração fotovoltaica fosse feito à montante do ponto de medição de

corrente do processo. Todavia, conforme ilustra a Figura 5.1, tal conexão seria muito difícil

de ser realizada, devido às diversas interferências que seriam encontradas. Logo, a solução

adotada deve ser aquela sugerida na Figura 2.7(b).

Assim, os conversores Buck deverão se concentrar em uma nova estrutura em alvenaria, a ser

construída nas proximidades do galpão da eletrólise. Este prédio deverá ter um fácil acesso

tanto para os cabos provenientes dos clusters de painéis, quanto para as barras de condução de

saída do retificador, que alimentam o processo. A usina fotovoltaica terá seu próprio medidor

de corrente global, a ser instalado nas barras de saída dos conversores. A conexão das barras

da usina com as do processo devem se dar no ambiente externo ao galpão.

Além disso, um novo sistema de controle deve ser concebido para impor automaticamente os

set-points de corrente que comandam os taps dos dois transformadores, baseado nas leituras

de corrente de saída dos retificadores e da usina solar. Atualmente, o sistema só pode ser

ajustado manualmente pelo operador. Entretanto, como todos os dados já são adquiridos

digitalmente, um sistema dessa natureza seria de fácil implementação.

99

O diagrama unifilar simplificado do sistema, originalmente apresentado na Figura 3.2, ficaria

então conforme ilustra a Figura 5.2.

Figura 5.2 - Diagrama unifilar simplificado do sistema elétrico após inclusão da usina solar fotovoltaica e

conversor c.c.

5.2 Regulação de corrente

Um dos principais aspectos para a aplicação sugerida nesse trabalho é a estabilidade da

corrente de carga. Conforme discutido anteriormente, processos como a eletrólise necessitam

que sua corrente de carga sejam o mais estáveis e precisas o possível, uma vez que este

parâmetro irá afetar a produtividade e a qualidade do material a ser produzido. Logo, a

variação intrínseca da corrente de saída da usina fotovoltaica deve ser acomodada pelo

controle de corrente originalmente projetado para o processo - neste caso de estudo, através da

operação do comutador de taps sob carga no primário dos dois transformadores.

A referida variação se dá pelo fato de que o algorítmo MPPT força a saída de corrente da

usina a seguir o mais próximo possível a irradiância, buscando extrair a máxima potência em

cada condição meteorológica. Tal comportamento, combinado com um tempo chuvoso, com

ventos e muita nebulosidade, pode provocar altos di/dt (oscilações de corrente elevadas em

um curto período de tempo). A Figura 5.3 mostra como exemplo a medição da corrente de

saída de uma string em uma usina fotovoltaica real durante um dia de operação (UFV Tesla -

UFMG - Belo Horizonte - MG). Este gráfico foi obtido dentre uma base de dados com

centenas de dias, no intuito de se identificar um que apresentasse o maior di/dt, e observa-se

na linha marcada em vermelho uma elevação de 25% para 100% da corrente nominal no

100

intervalo de apenas 5 min. Apesar de representar a medição de um even

mostra que usinas fotovoltaicas podem

condições meteorológicas. Vale ressaltar que o

análises de fenômenos meteorológicos,

armazenamento os dados coletados com maior frequência de amostragem

um processo de filtragem / média

nesta base de dados.

Figura 5.3 - Corrente de saída de uma string da Usina Fotovoltaica Tesla durante o dia 23/02/2017

Por sua vez, o processo industrial possui um sistema de controle de corrente com uma

capacidade limitada de di/dt, geralmente de aco

dizer que, quando comandado pelo operador para um determinado nível de corrente, o sistema

leva algum tempo para concluir a tarefa. Uma amostra desse comportamento pode ser visto na

Figura 5.4, que mostra uma medição real da planta do estudo de caso ao ter seu set

corrente comandado de 200 kA para 120 kA. A operação é realizada em cerca de 1 minuto.

Figura 5.4 - Corrente de carga da planta de

200 kA para 120 kA (créditos: Votorantim Metais).

Os dois comportamentos expostos demonstram que para se utilizar uma fonte fotovoltaica na

alimentação de uma planta de eletrólise com êxito

intervalo de apenas 5 min. Apesar de representar a medição de um evento particular, a figura

mostra que usinas fotovoltaicas podem produzir di/dt substancialmente elevados

Vale ressaltar que o período de 5 min é elevado

de fenômenos meteorológicos, mas que devido a uma limitação de espaço de

coletados com maior frequência de amostragem precisam

um processo de filtragem / média, e as variações mais rápidas acabam não sendo registradas

Corrente de saída de uma string da Usina Fotovoltaica Tesla durante o dia 23/02/2017


, geralmente de acordo com a tecnologia empregada. Isto quer

pelo operador para um determinado nível de corrente, o sistema


, que mostra uma medição real da planta do estudo de caso ao ter seu set


planta de Três Marias após um comando para redução da corrente de

200 kA para 120 kA (créditos: Votorantim Metais).


alimentação de uma planta de eletrólise com êxito, é necessário que as variações esperadas na

to particular, a figura

substancialmente elevados sob certas

de 5 min é elevado para se realizar

uma limitação de espaço de

precisam passar por

não sendo registradas

Corrente de saída de uma string da Usina Fotovoltaica Tesla durante o dia 23/02/2017.


rdo com a tecnologia empregada. Isto quer

pelo operador para um determinado nível de corrente, o sistema


, que mostra uma medição real da planta do estudo de caso ao ter seu set-point de


Três Marias após um comando para redução da corrente de


, é necessário que as variações esperadas na

101

corrente proveniente da fonte solar possam ser acomodadas pela capacidade de di/dt do

processo. Em outras palavras, pode se estabelecer um limite para a máxima corrente nominal

da usina fotovoltaica de forma a garantir que o processo tenha sempre condições de equilibrar

as rápidas variações meteorológicas. Tal afirmação pode ser traduzida na seguinte equação:

�� =

∆��∆��

�

∆��∆��

� Eq. 28

Onde Imax-fv é a máxima corrente nominal admissível para a usina fotovoltaica em A, ∆Imax-pr é

a máxima variação de corrente tolerada pelo processo em A, ∆tpr é o período de duração da

variação da corrente do processo em s, ∆Imax-fv é a máxima variação de corrente considerada

para a usina fotovoltaica em pu e ∆tfv é a duração dessa variação em s. Com base na Eq. 28 e

nos parâmetros apresentados nas Figura 5.3 e Figura 5.4, então:

�� =

80.00060�

0,75300�

= 533,33�� Eq. 29

O resultado apresentado na Eq. 29 demonstra que a usina projetada pode ser utilizada para

alimentar potência c.c. diretamente ao processo sem causar perdas de produtividade devido à

variações meteorológicas. De fato, a planta fotovoltaica poderia ter uma corrente nominal de

até 533 kA, mesmo que a área tenha limitado esse valor a apenas 158 kA.

No entanto, deve-se ponderar que os resultados obtidos pela Eq. 28 serão tão precisos quanto

forem os dados utilizados para seu cálculo. Em particular, um dado com ∆tfv menor traria uma

projeto mais robusto para a aplicação, uma vez que o período de 5 minutos é um tempo

relativamente longo para se medir variações meteorológicas. Assim, o resultado obtido deve

ser visto apenas como uma referência e um exemplo para a utilização do método apresentado,

ao passo que a análise real para a usina fotovoltaica projetada deve ser feita de forma mais

profunda, considerando dados mais precisos.

Há que se levar em conta nesse estudo que a variação buscada para a geração fotovoltaica

deve ser a somatória de todas as variações provenientes de todos as strings em paralelo. É de

se esperar que esta oscilação seja mais atenuada em usinas de grande porte do que em strings

isoladas, uma vez que existe uma grande área com diversos painéis solares sob diversas

condições de temperatura e irradiância. Além disso, com relação ao controle de corrente do

processo, é importante que seja estudado seu real limite de di/dt, não levando-se em conta

102

apenas um exemplo de operação como o apresentado na Figura 5.4, mas sua máxima

capacidade.

5.2.1 Alternativas para a regulação de corrente

A seção anterior apresentou a Eq. 28, que permite calcular a máxima corrente nominal para

uma dada usina de geração solar fotovoltaica a ser empregada na alimentação de um processo

em c.c. Esta é uma forma de se garantir que a carga não sofrerá variações decorrentes de

mudanças meteorológicas, entretanto, e nos casos onde a equação não é satisfeita?

Naturalmente, a primeira alternativa para se evitar que o processo seja impactado é limitar a

capacidade máxima da usina solar. Considere que no exemplo citado o resultado obtido fosse

de 100 kA. Logo, a quantidade total de painéis da usina deveria ser reduzida, deixando

portanto de se aproveitar grande parte da área, apenas para possibilitar que a energia fosse

diretamente aplicada a carga c.c sem que houvesse prejuízo do processo produtivo.

Porém, outras opções também podem ser avaliadas. Uma delas baseia-se na alteração da

estratégia de controle de forma a se inserir atrasos no algoritmo MPPT. Isso faz com que a

dinâmica da corrente da usina solar seja desacelerada, mas tem como contrapartida a perda de

uma parcela considerável da energia, já que os painéis não estarão operando no ponto de

máxima potência real. Outra alternativa parecida é através do uso de dispositivos de

forecasting, que são câmeras que permitem ao sistema de controle da usina prever com

antecedências mudanças das condições meteorológicas, permitindo ao sistema se antecipar às

mudanças com uma dinâmica mais suave [38].

Por fim, outra alternativa viável é a utilização de elementos armazenadores, tais como baterias

ou até mesmo capacitores. Desta forma, a energia seria armazenada à medida que fosse

produzida com sua máxima potência nos painéis, mas entregue ao processo com uma taxa

máxima pré-definida. Esta opção é a que permite o maior aproveitamento da energia gerada,

mas no entanto, é a que apresenta o maior custo de implantação.

Outra possibilidade seria alterar a dinâmica do processo para permitir mudanças de corrente

mais rápidas. Contudo, considera-se que projetos dessa natureza serão desenvolvidos em

plantas existentes, e que interferências no sistema original devem ser evitadas por razões de

custo e estabilidade do processo.

103


Neste capítulo foram discutidos detalhes da conexão da usina fotovoltaica com o processo de

eletrólise, contextualizando através de dados reais da planta do estudo de caso as limitações e

dificuldades relacionadas. Em particular, levantou-se a necessidade do uso de barras para a

conexão, o que exige um projeto detalhado e uma interferência relativamente grande sobre o

processo já estabelecido. Além disso, viu-se que a conexão não poderia ser feita à montante

do ponto de medição de corrente do processo, motivo pelo qual se torna imprescindível a

existência de um novo sistema de controle, que atue automaticamente no ajuste de taps dos

transformadores.

Outra limitação importante observada foi a necessidade de se compatibilizar as dinâmicas de

corrente da usina fotovoltaica e do controle de corrente do processo. Tal aspecto é essencial

para a aplicação, à medida que garante que mudanças de ordem meteorológicas não afetem a

corrente do processo, e por conseguinte, sua produtividade e qualidade. Essa compatibilidade

pode ser aferida conforme a Eq. 28 e, não sendo verificada, algumas ações sugeridas podem

ser tomadas de forma a ainda viabilizar o uso da geração solar fotovoltaica.

É importante ressaltar que não se pretendeu utilizar o resultado apresentado na Eq. 29 como

um parâmetro realista para a usina projetada no caso de estudo. Tratou-se, portanto, de um

exemplo ilustrativo de como utilizar a metodologia para analisar um processo existente.

Recomenda-se que nas etapas de engenharia de um projeto detalhado desta natureza os dados

de entrada da equação sejam investigados em profundidade, de forma a dar mais segurança ao

resultado obtido e, consequentemente, à operação do processo.

105

6 CONCLUSÃO E CONSIDERAÇÕES FINAIS

A utilização de usinas de geração fotovoltaica diretamente na alimentação de processos

industriais de corrente contínua se mostrou um conceito não só viável tecnicamente, mas

também vantajoso quando comparado à abordagem convencional. Isto é particularmente

interessante no contexto atual, onde a demanda por energia elétrica é crescente, a busca por

fontes renováveis atrai investimentos e incentivos fiscais, e as empresas procuram cada vez

mais reduzir despesas e ser mais eficientes. A aplicação desta tecnologia em uma indústria

vem como uma forma de investimento que visa além do retorno financeiro, uma maior

independência das oscilações de preço do mercado de energia. Por conseguinte, contribui para

a diversificação da matriz energética e para a produção de eletricidade por meios não

poluentes.

Foi demonstrado numericamente que os benefícios do conceito proposto sobre a alternativa de

mercado irá variar de acordo com as condições do sistema, mas que no entanto, em

praticamente qualquer cenário, terá maior eficiência. Isso se deve ao fato de que,

nominalmente, os conversores c.c. - c.c. empregados terão perdas associadas inferiores às dos

inversores c.c. - c.a. Além disso, a injeção direta no processo faz com que parte da corrente da

carga não precise fluir pelos transformadores e retificadores, o que novamente garante uma

maior eficiência global do sistema.

Como contrapartida, observa-se algumas dificuldades que não são verificadas na aplicação

tradicional, a maior delas sendo certamente o fato de não haver a rede como um armazenador

de energia. Em uma solução com inversores, a energia gerada seria transferida para a rede

c.a., qualquer que fosse seu valor, e ao mesmo tempo a rede poderia prover qualquer que

fosse a demanda da carga. Isto garante que a máxima energia seja gerada e que a demanda da

carga seja integralmente atendida, independentemente das condições meteorológicas. Já com

o uso de conversores c.c. - c.c. para injeção direta ao processo, isso só seria possível com

sistemas de armazenamento de energia, tais como capacitores ou baterias, que todavia

encareceriam demais a solução. Portanto, alternativas viáveis tecnicamente e financeiramente

tiveram de ser exploradas.

Com o objetivo de dar mais materialidade a esta análise, foi realizado um estudo de caso onde

projetou-se uma usina solar fotovoltaica de grande porte para implantação do sistema

sugerido em uma planta de eletrólise real. Sendo este um trabalho estritamente teórico, cabe

mencionar que não se esperava desenvolver um projeto de engenharia detalhada com vistas à

construção imediata do empreendimento, mas sim uma reflexão técnica a nível de engenharia

106

conceitual a servir como referência para futuros projetos de mercado. Dessa forma,

estabeleceu-se uma metodologia com diretrizes e restrições a serem observadas, como por

exemplo, a preocupação no dimensionamento dos cabos para garantir baixas perdas de

condução, e a avaliação da máxima capacidade da usina para uma dada área de instalação de

painéis.

Em seguida, desenvolveu-se o conversor adequado para a aplicação, destacando-se desde o

dimensionamento e seleção de componentes até as técnicas de controle requeridas. Uma

simulação confirmou que o hardware projetado estava de acordo com o funcionamento

esperado, tanto em regime permanente quanto durante transitórios das condições

meteorológicas. Este conversor foi concebido utilizando-se somente técnicas, soluções e

topologias já conhecidas e amplamente divulgadas na literatura, portanto, não se trata de um

trabalho que sugira a invenção de um conversor, mas sim da análise de qual conjunto de

características melhor se adaptam a um conversor a ser utilizado na aplicação em particular. E

a conclusão que pode se chegar após os resultados de simulação é que a proposta atende às

necessidades do projeto.

Além da simulação realizada do aspecto eletrônico, também foi realizada uma simulação do

ponto de vista da usina fotovoltaica e sua geração de energia. Obteve-se uma estimativa de

produção anual de energia, que permitiu deduzir qual a economia financeira esperada com a

realização do empreendimento. Comparou-se também o cenário onde a mesma usina fosse

utilizada da maneira tradicional ou conectada diretamente ao processo. Os benefícios, que já

eram esperados conforme demonstrados no início desse texto, puderam ser confirmados e

quantificados numericamente (naturalmente, levando-se em conta premissas estabelecidas de

eficiência para cada cenário). A conclusão desse ponto foi que o benefício esperado com a

utilização da nova abordagem é relevante à ponto de justificar sua investigação por parte de

uma empresa que pretenda realizar tal investimento.

Quanto à restrição do uso da tecnologia pela ausência do elemento armazenador de energia,

constitui-se um aspecto técnico a ser verificado em cada projeto. Devem ser avaliadas as

máximas variações de corrente esperadas da usina fotovoltaica e a máxima capacidade de

variação de corrente do controle do processo. Sendo estes valores compatíveis, a solução irá

funcionar sem maiores problemas. Caso contrário, o projetista fica condicionado à utilização

de artifícios que garantam o pleno atendimento da demanda da carga, sendo eles desde a

limitação da máxima potência da geração solar, até o uso de sistemas de controle com

capacidade de previsão do tempo (forecasting) ou armazenadores de energia. O ponto chave

dessa questão é que numa análise rápida sobre o uso da energia solar diretamente em c.c. para

107

alimentação de processos industriais, muitas pessoas sequer investigariam a possibilidade a

fundo devido à esta restrição. Este trabalho, entretanto, estudou as possibilidades com cautela,

chegando à conclusão que há, sim, condições técnicas que viabilizam essa utilização e

permitem obter os ganhos de eficiência sugeridos.

Em síntese, a presente dissertação apresentou um novo conceito não explorado

comercialmente, verificou sua viabilidade, explorou seus benefícios e estabeleceu um

processo de alto nível que permite projetos futuros a desenvolver um sistema prático real.

Logo, é correto afirmar que os objetivos pretendidos através deste estudo foram alcançados, e

que se espera que suas contribuições sejam a breve implementação prática da tecnologia.

Este trabalho resultou na publicação do artigo "Directly feeding large DC loads through PV

power plants: A new concept applied to industry", apresentado na Industry Applications

Society Annual Meeting, Cincinnati, OH, USA, 1-5 de outubro de 2017, e também no

depósito de uma patente verde junto ao INPI - Instituto Nacional da Propriedade Industrial -

ainda pendente.

6.1 Propostas de continuidade

Diversos aspectos podem ser levantados como continuidade do presente trabalho. Em

primeira instância, sugere-se explorar o conceito através de uma planta experimental de

pequena escala. Tal experimento já vem sendo conduzido atualmente através de uma parceria

entre UFMG e Votorantim Metais, e deverá gerar resultados experimentais em breve. Neste

estudo, deve se explorar especialmente as questões de estabilidade de corrente, garantindo

portanto uma boa formação do produto na célula de eletrólise durante variações

meteorológicas.

Já com vistas aos sistemas de grande porte, sugere-se a realização de um novo estudo, bem

mais aprofundado, para a construção de uma usina solar fotovoltaica na planta da Votorantim

Metais em Três Marias - MG. Este estudo deve ter como foco principal o aspecto financeiro,

levando-se em conta custos com preparação do terreno, terraplanagem, obras civis de

suportação dos painéis solares e encaminhamento dos cabos. O conversor projetado neste

trabalho também precisa ser submetido a um estudo aprofundado, partindo desde seu projeto

mecânico em 3D, até a construção e a obtenção de resultados experimentais. Seu sistema de

controle deve passar por um estudo aprofundado, conforme sugerem a Seção 4.3.3 e o


CONTINUIDADE DE ESTUDOS.

108

Realizado este detalhamento, sugere-se investigar também mais a fundo a comparação

sugerida entre a nova abordagem e o uso de inversores de frequência, desta vez levando em

conta as eficiências reais obtidas para os conversores e as perdas de condução e de

transformadores. Uma nova simulação no PVSyst poderá trazer resultados mais precisos no

que tange à geração de energia, e naturalmente, servir de subsídio para uma análise de

viabilidade financeira. A título de ilustração, a literatura hoje considera o custo de

implantação de uma usina solar de grande escala e eixo fixo da ordem de US$ 1,03/Wcc [39],

mas isto considera a abordagem típica utilizando inversores. Um valor similar precisa ser

estimado para usinas com conexão direta à carga c.c.

Por último, ressalta-se a importância de uma investigação mais aprofundada sobre as

dinâmicas das correntes em usinas solares e em processos de eletrólise. Pode-se promover

uma medição experimental de corrente em uma usina solar real utilizando-se um período

amostral mais curto (por exemplo, 1s). Analogamente, um processo industrial deve ser

investigado para se medir e entender, em que medida, é possível aumentar sua capacidade de

variação di/dt após concebido.

109

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1417–1422.

113

APÊNDICE A - A TECNOLOGIA ORGÂNICA FOTOVOLTAICA

Uma das mais recentes tecnologias em termos de materiais na energia solar fotovoltaica é o

chamado OPV, da sigla em inglês Organic Photovoltaic. O OPV nada mais é do que um

análogo do painel fotovoltaico convencional, dito de "primeira geração", com a ressalva de

que as células ao invés de utilizarem o silício como material semicondutor utilizam compostos

orgânicos. Talvez por ser uma tecnologia ainda tão recente, a composição das células OPV

disponíveis até hoje difere muito, pois cada laboratório ou fabricante utiliza uma formulação

que favoreça uma determinada característica. Entretanto, de maneira geral, as células OPV

são compostas pelas seguintes camadas: a camada ativa, composta por dois componentes, um

doador que absorve a luz e um receptor que extrai o eletron; duas camadas de transporte,

sendo uma responsável pelo transporte de elétrons e outra responsável pelo transporte de

lacunas; e duas camadas de eletrodos negativo e positivo, sendo que pelo menos um deles seja

de material transparente, para permitir a passagem da luz para as camadas interiores. Essas

camadas geralmente são produzidas dissolvendo-se polímeros em solventes orgânicos, e

devem ser depositadas (ou impressas) com precisão de suas espessuras e na ordem correta,

sobre um substrato que será responsável por garantir rigidez e durabilidade à celula (sendo

normalmente de vidro ou plástico).

Os estudos sobre a tecnologia OPV datam de cerca de 20 anos atrás, e tem seu principal

marco na descoberta de que compostos orgânicos poderiam se comportar como um material

semicondutor, descoberta esta que rendeu a Alan J. Heeger, Alan MacDiarmid e Hideki

Shirakawa o prêmio Nobel de Química no ano 2000. A primeira instalação OPV conectada è

rede foi reportada em 2009 [40], e foi a primeira vez que o OPV pôde ser diretamente

comparado à tecnologia convencional de silício. As células OPV foram manualmente

instaladas em painéis com as mesmas dimensões e estrutura dos convencionais, portanto,

utilizando molduras metálicas, vidro protetor, selantes, além das conexões internas entre

células em cada painal. Como resultado, constatou-se que o OPV não seria financeiramente

viável, pois sua baixa eficiência na conversão de energia elétrica associada ao elevado custo

(que nesse caso era primordialmente devido à estrutura mecânica dos painéis), faria com que

os painéis convencionais fossem muitas vezes mais atrativos. Por outro lado, o estudo foi

efetivo no sentido de demonstrar que, para ser viável, o OPV deveria adotar uma abordagem

diferente da utilizada para os painéis de silício.

A tecnologia fotovoltaica de silício existe desde 1954, quando os laboratórios Bell

produziram a primeira célula de silício monocristalino [41]. A grande vantagem da utilização

114

do silício como material semicondutor é que suas propriedades elétricas o garantem uma

melhor eficiência na conversão de energia e mais estabilidade. Traduzindo isso em números,

painéis fotovoltaicos de silício podem alcançar eficiências da ordem de 15 a 20% e

durabilidade da ordem de 20 a 25 anos (período pelo qual a eficiência decai além de 80% do

seu valor original). Contudo, embora o silício seja um material abundante e barato, para sua

utilização na geração fotovoltaica é necessário que ele esteja em elevadíssimo grau de pureza,

o que requer um processo em altíssimas temperaturas, caro e que de forma geral, demanda

muita energia. Uma alternativa muito utilizada atualmente é o chamado silício policristalino,

que sacrifica um pouco da eficiência da célula para permitir o uso do silício com menor

pureza, reduzindo custos de produção. De qualquer modo, a energia solar fotovoltaica de

silício (inorgânica) é tida como uma solução cara e cujo processo produtivo demanda muita

energia.

Nesse cenário, o OPV figura como uma alternativa viável e com potencial para até mesmo

substituir o silício em alguns anos. Como foi observado na experiência dos painéis OPV

conectados à rede em 2009, a exploração dessa tecnologia deve ter como foco o baixo custo

de produção, propiciado pelo uso de materiais abundantes e processos que não requerem

elevadas temperaturas. Além disso, é de se esperar que mais avanços sejam feitos com relação

à eficiência e durabilidade das células, dado que esta tecnologia não tem nem metade do

tempo de maturação que tem por exemplo a tecnologia fotovoltaica a silício. Portanto, o OPV

se coloca como um caminho promissor no que tange à energia solar fotovoltaica.

Desde sua concepção, por volta da década de 1990, uma das maiores preocupações dos

pesquisadores com relação à tecnologia OPV era sua eficiência de conversão de energia.

Eficiências alcançadas inicialmente ao redor de 1% pareciam não ser capazes de viabilizar o

uso das células orgânicas, de modo que os esforços científicos nessa área se concentraram por

alguns anos na melhoria desse índice. Desenvolvimentos na química dos compostos orgânicos

utilizados e alterações físicas nas camadas foram então sendo testadas, até que valores cada

vez mais elevados foram obtidos. Atualmente, o valor mais alto já reportado na literatura para

eficiência de conversão é de 11,1% [42], numa célula composta por três subcélulas de um

composto conhecido como "moléculas pequenas".

Contudo, ao passo que bons resultados eram obtidos para a eficiência da célula, testes

experimentais demonstravam que as células desenvolvidas não tinham uma boa estabilidade,

isto é, não mantiam seus patamares de eficiência de conversão após um longo tempo de uso.

Assim, há pouco menos de uma década, o estudo da durabilidade das células OPV se

intensificou. Diversos estudos reportados na literatura indicam que o T80 (ou tempo em que a

115

célula em uso leva até decair para 80% de sua eficiência original) é, nos melhores casos, ao

redor de 1 ano [43]. Isso se deve ao fato de que, por serem feitas de material orgânico, as

células se degradam muito em condições ambientais. Por outro lado, protegê-las com

anteparos físicos tais como o vidro nos painéis inorgânicos eleva muito seu custo,

inviabilizando o uso da tecnologia.

Este cenário levou à proposta de uso do OPV que é a mais aceita atualmente, de que o OPV

deve ter seu custo muito reduzido, de forma a viabilizá-lo financeiramente frente ao silício. E

isso pode ser obtido porque o OPV pode ser fabricado utilizando-se somente materiais

abundantes, baratos, e cujo processo de produção não necessite de etapas de alta energia. Esta

constatação levou à criação do conceito do OPV "infinito", que consiste na fabricação de um

filme ou película plástica com células OPV que pode ser produzido continuamente de forma

linear num processo rolo-a-rolo. Dessa forma, cada camada da célula é depositada no

substrato como num processo de impressão de jornal, onde as tintas são os materiais

orgânicos empregados. Esse processo pode ser feito com precisão das espessuras

nanométricas das camadas a uma taxa relativamente alta de produção e sem uso de etapas de

altas temperaturas.

Utilizando-se essas premissas de processo de produção, estudiosos acreditam que o OPV

poderá ser, num futuro próximo, viável em aplicações específicas. O filme OPV pronto para

ser instalado já foi produzido em escala laboratorial a uma velocidade de 1 m/min, mas

estima-se que seu potencial seja semelhante ao da indústria de impressão de jornal, que chega

de 60 a 300 m/min. Uma produção da ordem de 10 m/min seria suficiente para produzir o

equivalente a 1GWp de filme OPV por dia, o que demonstra que em termos de produção e

escala, o OPV tem potencial para ser uma tecnologia incomparável. Além de apresentar um

baixo custo de materiais e de produção, o OPV também apresenta um baixo custo de

instalação e desinstalação, pois esse processo consiste apenas em aplicar a película orgânica

(que pode ser adesiva) à superfície de captação solar. Por ser leve, ele não demanda uma

estrutura específica ou mais cara, e a mão de obra envolvida também é reduzida. Numa

instalação experimental, foi obtida a taxa de instalação de 100 m/min, o que equivalia a

instalação de mais de 200 Wp/min, sendo que os estudiosos acreditam que esse valor pode até

triplicar sob certas condições.

Todavia, a premissa de baixo custo do OPV vem com restrições no que tange à eficiência das

células. Eficiências reportadas da ordem de 5 a 10% não podem ainda ser alcançadas

utilizando-se produção de larga escala, pois utilizam materiais ou processos que não se

enquadram na tecnologia de fabricação rolo-a-rolo. Instalações experimentais utilizando-se o

116

OPV produzido em escala apresentaram eficiência da ordem de 3 a 4% e durabilidade ao

redor de 1 ano. Portanto, o uso dessa tecnologia deve observar suas limitações e ser aplicado

onde poderá apresentar melhores resultados, ou seja, locais com grande área onde haja

facilidade de acesso para instalação e substituição dos filmes.

A tecnologia fotovoltaica orgânica ainda não é uma tecnologia totalmente consolidada no

mercado, motivo pelo qual as características das células de um fabricante ainda podem diferir

muito das de outros. Mas apesar dessa grande variabilidade, alguns pontos podem ser

levantados como sendo comuns a qualquer aplicação. Como exposto anteriormente, o OPV é

uma tecnologia que atinge baixo custo quando produzido e instalado na forma de um rolo

contínuo de um filme plástico. A separação de partes desse produto em painéis menores exige

um trabalho de corte e reconexão das células que não pode ser feito na mesma velocidade e

custo de produção do rolo, portanto, instalações OPV tipicamente devem utilizar o máximo

possível do comprimento da área de captação solar para minimizar a intervenção humana

durante a instalação. Como resultado, as instalações podem ter um elevado nível de tensão,

pois o filme OPV é produzido colocando-se todas as células em série, o que gera um novo

paradigma para o manuseio e concepção de usinas solares fotovoltaicas.

Apesar de ter baixa eficiência de conversão (e portanto baixa corrente), um rolo de 100 m de

OPV pode chegar à tensão de circuito aberto de mais de 10 kV, conforme ilustra a Figura 0.1.

Isso gera uma necessidade especial no que tange à segurança pessoal e da instalação,

demandando profissionais mais qualificados para seu manuseio e operação, limites mais

amplos de espaço de circulação e isolamentos de maior capacidade. Outra quebra de

paradigma nesse sentido diz respeito aos conversores e demais equipamentos a serem

utilizados, que podem ser de níveis de tensão mais elevados do que instalações fotovoltaicas

convencionais. Pelo fato de a eficiência de conversão já ser inerentemente muito baixa nessa

tecnologia, faz-se ainda mais importante o uso de um algoritmo de rastreamento de máxima

potência, o que requer um conversor estático para operação numa faixa muito específica de

tensões altas e correntes baixas. Logo, para se tornar mais eficiente em custos, é possível que

a geração de energia proveniente de OPV necessite de conversores específicos que não os

mesmos utilizados para painéis de silício atualmente.

117

Figura 0.1 - Curva V x I e característica de potência de um filme de 100 m de OPV com o equivalente a

126.000 células conectadas em série [40].

Outra particularidade da priorização do uso das células OPV em série é o manuseio de

correntes menores. Desta forma, serão requeridos condutores de menor seção reta (portanto

mais baratos), e o sistema incorrerá em menores perdas de condução, contribuindo para uma

melhoria da eficiência geral da instalação. Vale ressaltar que as camadas condutoras

impressas no filme plástico podem ser feitas de material orgânico, mas em geral são feitas de

prata (para reduzir perdas de condução). Com isso, ao priorizar-se o emprego do maior

número de células em série, também está se reduzindo o uso de prata, que é um insumo caro

na produção do OPV. Essa prata pode ser recuperada após a vida útil do filme OPVe

empregado novamente após um processo de reciclagem.

Um problema que surge imediatamente quando se pensa na associação de células

fotovoltaicas em série advém do fato de que, para painéis convencionais de silício, o

sombreamento de uma célula já comprometeria o funcionamento de todo o painel. Entretanto,

foi observado que o OPV apresenta uma uma perda de desempenho menor para variações de

irradiação do que as células de silício [44]. A explicação desse fenômeno vem do fato de que

tipicamente células OPV tem um fator de forma da ordem de 50 a 60%, enquanto as de silício

podem chegar a 80%. Isso quer dizer que o desempenho de uma célula isoladamente pode ser

118

pior no OPV, mas para o caso de várias células conectadas em série seu funcionamento se

torna mais robusto. A Figura 0.2 ilustra essa afirmação.

(a) (b)

Figura 0.2 - Variação na característica V x I com sombreamento parcial para células de silício (a) e OPV

(b) [44].

Outro forte argumento dos defensores do OPV é sua vertente ambientalmente sustentável.

Estima-se que que filmes orgânicos produzidos atualmente possuam EPBT - Energy Pay-

Back Time (ou tempo em que as células produzem a mesma quantidade de energia que foi

empregada na sua fabricação) de apenas 90 dias. Esse desempenho é proporcionalmente

melhor do que todas as outras opções de energia fotovoltaica, e se equipara ao índice obtido

na geração eólica. Além disso, acredita-se que o OPV tenha potencial para chegar ao valor de

EPBT de apenas 1 dia, considerando a melhoria dos índices de eficiência e o emprego de

energia renovável no processo de fabricação.

Em resumo, o OPV pode ser uma alternativa interessante na geração de energia fotovoltaica,

observadas suas particularidades. Presume-se que sua utilização será viável em áreas grandes

que não poderiam ser utilizadas para outros fins, como áreas rurais estéreis, leitos de

barragens de hidrelétricas ou fachadas de prédios, por exemplo. Apesar de sua baixa

eficiência de conversão e curta durabilidade, seu processo de fabricação possibilita a produção

em massa, o que reduz custos e pode viabilizar sua instalação

119


SILÍCIO POLICRISTALINO

A Tabela 0.1 a seguir apresenta a pesquisa realizada no dia 25/10/2016 no site

http://www.rensmart.com/Products/SolarPV.

Tabela 0.1 - Levantamento de mercado sobre painéis solares de silício policristalino.

Fabricante Área (m²) Eficiência % Potência de pico (Wp)

Sharp 1,63 13,74 224

Romag 1,63 14,42 235

Romag 1,63 14,11 230

Romag 1,63 13,8 225

Romag 1,63 13,5 220

Romag 1,63 12,88 210

Romag 1,63 12,58 205

Schott 1,67 13,45 225

Schott 1,67 13,15 220

Schott 1,67 12,97 217

Schott 1,67 12,55 210

Yingli 1,63 12,86 210

Yingli 1,63 13,16 215

Yingli 1,63 13,47 220

Yingli 1,63 13,77 225

Yingli 1,63 14,08 230

Yingli 1,63 14,39 235

Yingli 1,63 12,86 210

Yingli 1,63 14,08 230

Suntech 1,65 13,64 225

Suntech 1,65 13,33 220

121


CONTINUIDADE DE ESTUDOS

O modelo da planta apresentado na Figura 4.11 sugere um sistema de controle que empregue

basicamente três abordagens distintas. A primeira delas seria o desacoplamento dos termos

em amarelo, através da injeção do valor medido de �� dividido pelo � médio estimado e de

��, ambos com sinais invertidos ao que apresentam no ponto de soma. A segunda seria uma

malha interna de realimentação para controle de corrente, atuando nos blocos do sistema

marcados em azul. Por último, a terceira abordagem seria uma segunda malha de controle,

esta atuando na tensão de saída, sinalizados pelos blocos marcados em verde. Uma forma de

implementação desse sistema de controle pode ser observado na Figura 0.1.

Figura 0.1 - Sistema de controle proposto para o conversor.

No sistema de controle proposta na Figura 0.1, os blocos marcados em amarelo representam

os sinais a serem utilizados para desacoplamento da realimentação interna de �� e da

perturbação ��. Já os blocos em azul representam a malha de controle de corrente onde os

valores de �, ��, � e �� utilizados devem ser estimados pelo próprio sistema de controle, e ��

representa o ganho do controlador Proporcional, que deve ser obtido para uma faixa de

passagem de 1/10 da frequência de chaveamento (no caso, 250 Hz). Os blocos em verde por

sua vez mostram o controlador PI (Proporcional-Integral) proposto para a malha de controle

da tensão, cujos ganhos �� e �� deverão ser calculados de forma a conferir um polo em 25

Hz e outro 2,5 Hz, respeitando o espaçamento de uma década para a resposta em frequência

de cada malha. Por fim, o algoritmo MPPT deve prover uma referência de tensão com base

nas grandezas medidas na entrada do conversor com frequência de amostragem de 0,25 Hz,

para permitir que cada malha de controle possa de fato funcionar sem que haja influência da

122

outra. Uma visão geral desse sistema de controle acoplado ao modelo da planta pode ser visto

na Figura 0.2 a seguir.

Figura 0.2 - Visão geral do sistema de controle em conjunto com a planta do conversor.

123

APÊNDICE D - CÓDIGO DE IMPLEMENTAÇÃO DO ALGORÍTMO PERTURBA &

OBSERVA

A técnica de MPPT Perturba e Observa implementada para a simulação do conversor

projetado nesse trabalho foi feita através de um bloco de função do Matlab Simulink com o

seguinte código fonte:

function Vref = MPPT_PO(Vpv,Ipv,deltaV) % Controlador MPPT baseado no método Perturba & Observa persistent Vold Pold Iold; if isempty(Vold) Vold = 0; Pold = 0; Iold = 0; end P = Vpv*Ipv; dI = Ipv - Iold; dP = P - Pold; if dP ~= 0 if dP < 0 if dI < 0 Vref = Vold - deltaV; else Vref = Vold + deltaV; end else if dI < 0 Vref = Vold + deltaV; else Vref = Vold - deltaV; end end else Vref = Vold; end if Vref >= 1000 Vref = 1000; else if Vref <= 500 Vref = 500; end end Iold = Ipv; Vold = Vref; Pold = P;

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APÊNDICE E - RESULTADOS DA SIMULAÇÃO NO PVSYST

As figuras a seguir apresentam os resultados obtidos nas simulações do PVsyst para a planta

projetada, sendo que as Figura 0.1 e Figura 0.2 mostram os valores para o cenário com

inversor e as Figura 0.3 e Figura 0.4 com conexão direta ao processo por conversor c.c. - c.c.

Figura 0.1 - Resultados mês a mês da simulação PVsyst considerando conexão através de inversor.

Figura 0.2 - Diagrama de perdas anuais considerando conexão com rede c.a. através de inversor.

126

Figura 0.3 - Resultados mês a mês da simulação PVsyst considerando conexão através do conversor c.c. -

c.c.

Figura 0.4 - Diagrama de perdas anuais considerando conexão direta com processo através de conversor

c.c. - c.c.

Flávio Augusto Gomes Lacerda DISSERTAÇÃO DE MESTRADO Nº ...

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