Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto
Controlo da Potência Activa Injectada na Rede por um Sistema de Microgeração do Tipo Solar
Paulo André Rodrigues Remelgado
Mestrado Integrado em Engenharia Electrotécnica e de Computadores
Orientador: ProfCo-orientadora
i
Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto
Controlo da Potência Activa Injectada na Rede por um Sistema de Microgeração do Tipo Solar
Fotovoltaico
Paulo André Rodrigues Remelgado
Dissertação realizada no âmbito do
Mestrado Integrado em Engenharia Electrotécnica e de ComputadoresMajor Energia
Orientador: Professor Doutor Carlos Coelho Leal Monteiro Moreira: Professora Doutora Fernanda de Oliveira Resende
Fevereiro de 2011
Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto
Controlo da Potência Activa Injectada na Rede por um Sistema de Microgeração do Tipo Solar
Mestrado Integrado em Engenharia Electrotécnica e de Computadores
Carlos Coelho Leal Monteiro Moreira Fernanda de Oliveira Resende
ii
© Paulo André Rodrigues Remelgado, 2011
iii
Resumo
A integração das fontes de energia renovável nas redes de energia eléctrica assume uma
importância cada vez maior no sector eléctrico da União Europeia (UE), na medida em que
contribuem para fazer face ao crescente aumento de consumos e para diminuir o uso
intensivo de combustíveis fósseis na produção de energia eléctrica. Neste sentido, a
comunidade internacional tem desenvolvido esforços para procurar reduzir a dependência dos
combustíveis fósseis e, consequentemente, as emissões de gases com efeito de estufa,
potenciando a integração de produção distribuída nas redes de distribuição e microgeração,
em particular, de baixa e média tensão, de forma eficiente, explorando fontes de energia
renováveis.
A visão das redes inteligentes de energia ou visão Smart Grids preconiza um novo
paradigma de operação das redes de distribuição e permite a integração em larga escala de
produção distribuída nas redes de distribuição de Média Tensão (MT) e unidades de
microgeração nas redes de distribuição de Baixa Tensão (BT), tendo por objectivo mitigar
eventuais impactos dessa integração, perspectivando uma gestão integrada desses recursos.
No que diz respeito à integração de unidades de microgeração nas redes de distribuição
de BT, os sistemas do tipo solar fotovoltaico apresentam um elevado potencial de integração.
No entanto, dado o carácter resistivo das redes de distribuição de BT, a integração de níveis
elevados destes sistemas pode causar problemas de exploração, na medida em que o pico de
produção coincide normalmente com vazios de consumo resultando em problemas de tensão
elevada.
Nesta dissertação apresentam-se soluções para controlo activo da tensão à custa do
controlo da potência activa injectada na rede pelas unidades de microgeração do tipo
fotovoltaico, através da alteração do ponto de funcionamento do painel e da utilização de
equipamento de armazenamento. O desempenho destas funcionalidades de controlo é
avaliado recorrendo a uma ferramenta de simulação dinâmica, o Matlab/Simulink.
iv
v
Abstract
The integration of renewable energy sources in electricity networks assumes an increasing
importance in the electricity sector in the European Union (EU), insofar as they contribute to
cope with the growing consumption and to reduce the intensive use of fossil fuels in the
production of electricity. Therefore, the international community has developed efforts to
seek the reduction of the dependence on fossil fuels and consequently the emissions of
greenhouse gases, promoting the efficiently integration of distributed generation in
distribution networks exploiting renewable energy sources.
The Smart Grid vision allows a new paradigm of operation of distribution networks
resulting from the increasing integration of distributed network resulting from the increasing
integration of distributed generation into the Medium Voltage (MV) distribution networks and
microgeneration units into the Low Voltage (LV) distribution networks, contributing to
mitigate the negative impacts of this integration through active control and management
strategies involving all the active devices (source and responsive loads).
Regarding the integration of microgeneration units into the LV distribution networks,
photovoltaic system has been very promising solutions. However, LV networks are
characterized by low X/R ratios and therefore technical operation problems can arise from
the large scale integration of such systems since the peak generation level happens very often
during the periods of low consumption levels and therefore the local bus voltage will increase
beyond the technical limits.
Therefore, in this thesis control functionalities are proposed in order to control actively
the bus voltages by controlling the active power injected into the LV networks by
Photovoltaic (PV) systems. This can be achieved by changing the operation point of the PV
panel, which is usually derived from the Maximum Power Point Tracking (MPPT) system and by
the use of storage devices such as batteries. The performance of the developed control
functionalities is evaluated using a dynamic simulation tool, the Matlab/Simulink.
vi
vii
Agradecimentos
Venho por este meio agradecer a todas as pessoas que me ajudaram na elaboração da
minha dissertação, que foi sem dúvida uma caminhada difícil mas muito aliciante e
gratificante para o meu futuro.
Agradeço aos meus orientadores, o Professor Doutor Carlos Coelho Leal Monteiro Moreira e
a Professora Doutora Fernanda de Oliveira Resende, a ajuda e o apoio que me
disponibilizaram. Agradeço também a amizade que com eles cultivei.
Congratulo todos os meus colegas pelo apoio e amizade que ao longo destes cinco anos de
faculdade criámos.
Aos meus pais agradeço tudo o que fizeram por mim, o apoio, a dedicação, a
disponibilidade e a excelente relação familiar que contribuiu para a minha educação e
realização profissional. Sem eles nada era possível. Aos meus restantes familiares agradeço
toda a sua preocupação, não esquecendo, no entanto, os que já cá não estão presentes mas
que foram essenciais neste meu caminho. Esta dissertação é dedicada a vocês.
A todas as pessoas que enumerei, o meu muito obrigado por terem estado sempre
presentes.
viii
ix
“Eu não estou longe de ti. Estou sempre um pouco à frente,
para te obrigar a avançar.”
JESUS
x
xi
Índice
Resumo ............................................................................................ iii
Abstract ............................................................................................. v
Agradecimentos .................................................................................. vii
Índice ............................................................................................... xi
Lista de Figuras ................................................................................. xiv
Lista de Tabelas ............................................................................... xviii
Abreviaturas e Símbolos ....................................................................... xix
Capítulo 1 .......................................................................................... 1
Introdução ......................................................................................................... 1
1.1 - Enquadramento geral ................................................................................. 1
1.2 - Motivação e objectivos da dissertação ............................................................. 5
1.3 - Estrutura da dissertação .............................................................................. 6
Capítulo 2 .......................................................................................... 7
Sistema de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e as Micro-redes ................................. 7
2.1 - Sistemas fotovoltaicos ................................................................................ 7
2.1.1 - Classificação dos sistemas solares fotovoltaicos ............................................ 8
2.1.2 - Principais componentes dos sistemas fotovoltaicos ligados à rede .................... 10
2.1.2.a - Célula, módulo e gerador fotovoltaico .............................................. 10
2.1.2.b - Inversor .................................................................................... 12
2.1.2.c - Baterias ................................................................................... 13
2.2 - Micro-rede ............................................................................................. 15
2.2.1 - Arquitectura de controlo ...................................................................... 15
2.2.2 - Projecto InovGrid ............................................................................... 17
2.3 - Conclusões ............................................................................................ 18
Capítulo 3 ......................................................................................... 21
Conceitos e Modelos de Sistemas de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e Rede de Distribuição de Baixa Tensão ......................................................................... 21
3.1 - Caracterização e modelização de um sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico ........................................................................................... 21
3.1.1 - Modelo matemático do painel fotovoltaico ................................................ 22
3.1.1.a - Parâmetros do módulo fotovoltaico .................................................. 22
xii
3.1.1.b - Circuito equivalente de uma célula fotovoltaica .................................. 23
3.1.1.c - Curva Característica da célula fotovoltaica ........................................ 24
3.1.2 - Efeitos de factores meteorológicos nas características eléctricas dos módulos fotovoltaicos ............................................................................... 26
3.1.2.a - Influência da variação da radiação ................................................... 26
3.1.2.b - Influência da variação da temperatura .............................................. 27
3.1.3 - Inversor ........................................................................................... 29
3.2 - Estratégia para controlo da tensão nodal com sistema de armazenamento .............. 30
3.3 - Algoritmos de MPPT ................................................................................. 31
3.3.1 - Perturbação e Observação .................................................................... 32
3.3.2 - Condutância Incremental ...................................................................... 34
3.3.3 - Tensão Constante ............................................................................... 35
3.3.4 - Escolha do algoritmo de MPPT ............................................................... 35
3.4 - Implementação de uma rede de baixa tensão com microgeração do tipo solar fotovoltaico em ambiente Maltab/Simulink .................................................... 36
3.4.1 - Sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico ..................................... 36
3.4.1.a - Signal Builder ............................................................................ 37
3.4.1.b - Painel ...................................................................................... 38
3.4.1.c - Inversor e barramento de CC .......................................................... 39
3.4.2 - Rede de baixa tensão .......................................................................... 41
3.4.3 - Canalizações ..................................................................................... 41
3.4.4 - Cargas ............................................................................................. 42
3.4.5 - Rede de distribuição pública ................................................................. 43
3.4.6 - Sistema para controlo da tensão nodal com sistema de armazenamento ............ 43
3.4.7 - Conclusões ....................................................................................... 45
Capítulo 4 ......................................................................................... 47
Funcionalidades de Controlo de Potência Activa em Sistemas de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico ...................................................................................... 47
4.1 - Controlo da potência activa injectada na rede ................................................ 47
4.1.1 - Controlo da potência gerada por alteração no ponto de funcionamento do gerador fotovoltaico ............................................................................. 48
4.1.2 - Controlo por armazenamento de potência excedente em baterias ................... 50
4.1.2.a - Fase de carga ............................................................................ 51
4.1.2.b - Fase de descarga ........................................................................ 52
4.2 - Implementação das funcionalidades de controlo em ambiente Matlab/Simulink ....... 53
4.2.1 - Controlo por alteração no ponto de funcionamento do gerador fotovoltaico ....... 53
4.2.2 - Controlo por armazenamento de potência excedente em baterias ................... 54
4.2.2.a - Fase de carga ............................................................................ 56
4.2.2.b - Fase de descarga ........................................................................ 57
4.3 - Conclusões ............................................................................................ 58
Capítulo 5 ......................................................................................... 59
Resultados ...................................................................................................... 59
5.1 - Rede de distribuição de baixa tensão ............................................................ 59
5.2 - Controlo de potência activa injectada na rede por um sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico .............................................................................. 60
5.2.1 - Impacto dos sistemas de microgeração fotovoltaicos nos perfis de tensão da rede de distribuição de baixa tensão ............................................................ 61
5.2.2 - Controlo dos impactos dos sistemas de microgeração fotovoltaicos nos perfis de tensão da rede de distribuição de baixa tensão ............................................ 65
5.2.2.a - Controlo por alteração do ponto de funcionamento do gerador fotovoltaico ........................................................................................... 65
5.2.2.b - Controlo por armazenamento de potência excedente em baterias ............ 69
5.3 - Conclusões ............................................................................................ 74
Capítulo 6 ......................................................................................... 75
Conclusões e Trabalhos Futuros ............................................................................. 75
xiii
6.1 - Conclusões ............................................................................................ 75
6.2 - Trabalhos futuros .................................................................................... 77
Referências ....................................................................................... 79
Anexo A ............................................................................................ 83
Rede de Distribuição de Baixa Tensão ..................................................................... 83
xiv
Lista de Figuras
Figura 1.1 – Evolução da potência fotovoltaica instalada em Portugal Continental de 2002 a Março de 2010 [3]. .................................................................................... 2
Figura 1.2 – Mudança de paradigma do SEE [8]. ......................................................... 2
Figura 2.1 – Potencial de energia solar fotovoltaica nos países europeus [14]. ................... 8
Figura 2.2 – Aproveitamento da energia solar. .......................................................... 9
Figura 2.3 – Diagrama de blocos de um sistema de microgeração fotovoltaico [16]. ........... 10
Figura 2.4 – Constituição interna de uma célula fotovoltaica típica [17]. ........................ 11
Figura 2.5 – Célula, módulo e painel fotovoltaico. ................................................... 11
Figura 2.6 – Tipologia de um sistema de conversão de energia fotovoltaico. .................... 12
Figura 2.7 – Bateria e seus principais elementos constituintes. .................................... 13
Figura 2.8 – Esquema de um acumulador de chumbo [23]. .......................................... 14
Figura 2.9 – Curvas de descarga das baterias Freedom para diferentes valores de corrente [24]. ..................................................................................................... 14
Figura 2.10 – Arquitectura da Micro-rede [21]. ........................................................ 16
Figura 3.1 – Circuito eléctrico equivalente de uma célula. ......................................... 23
Figura 3.2 – Característica típica I-V e P-V de uma célula solar. ................................... 25
Figura 3.3 – Condição de circuito aberto. .............................................................. 25
Figura 3.4 – Condição de curto-circuito. ................................................................ 26
Figura 3.5 – Curvas características I-V do módulo fotovoltaico BP 4175T sujeito a diferentes radições e uma temperatura constante de 25 oC. ................................. 27
Figura 3.6 – Curvas características I-V do módulo fotovoltaico BP 4175T para diferentes temperaturas e uma radiação constante de 1000 W/m2. ...................................... 28
Figura 3.7 – Sistema de controlo do inversor de um painel solar fotovoltaico. .................. 29
xv
Figura 3.8 – Diagrama de blocos das malhas proporcional e integral do controlo local de tensão com sistema de armazenamento. ......................................................... 31
Figura 3.9 – Curva característica I-V e P-V de uma célula fotovoltaica. .......................... 32
Figura 3.10 – Possíveis casos para o Método Perturbação e Observação. ......................... 33
Figura 3.11 – Fluxograma da técnica Perturbação e Observação. .................................. 33
Figura 3.12 – Curva da condutância da característica P-V. .......................................... 34
Figura 3.13 – Sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico em ambiente Matlab/Simulink. .................................................................................. 37
Figura 3.14 – Signal Builder – Radiação solar incidente no painel. ................................ 38
Figura 3.15 – Bloco representativo da técnica MPPT. ................................................ 38
Figura 3.16 – Interior do bloco Painel. .................................................................. 39
Figura 3.17 – a) Bloco representativo do inversor, b) Interior do bloco inversor. ............... 40
Figura 3.18 – Correntes no condensador do barramento CC. ....................................... 40
Figura 3.19 – Conteúdo do bloco Control. .............................................................. 41
Figura 3.20 – a) Modelo de uma linha em ambiente Matlab/Simulink, b) Impedâncias de fase e neutro da linha. ........................................................................... 42
Figura 3.21 – Modelo da carga monofásica em ambiente Matlab/Simulink. ................. 42
Figura 3.22 – Modelo da rede de serviço público em ambiente Matlab/Simulink. .......... 43
Figura 3.23 – a) Bloco representativo do controlo de tensão, b) Conteúdo do bloco controlo de tensão. ................................................................................... 44
Figura 4.1 – Curva de potência com ponto de funcionamento permitido do gerador fotovoltaico. ........................................................................................... 48
Figura 4.2 – Curva de corrente e novo ponto de operação do gerador fotovoltaico. ........... 49
Figura 4.3 – Fluxograma do algoritmo de controlo de tensão por alteração no ponto de funcionamento. ........................................................................................ 49
Figura 4.4 – Sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico com inserção de baterias. . 50
Figura 4.5 – Trânsito de potências no barramento CC na fase de carga das baterias. .......... 51
Figura 4.6 – Estratégia de cálculo da potência de carga das baterias. ............................ 51
Figura 4.7 – Trânsito de potências no barramento CC na fase de descarga das baterias. ..... 52
Figura 4.8 – Bloco representativo do controlo de tensão. ........................................... 53
Figura 4.9 – Interior do bloco Painel com controlo por alteração no ponto de funcionamento do gerador fotovoltaico. .......................................................... 54
Figura 4.10 – Interior do bloco Painel com controlo por armazenamento de potência excedente em baterias. .............................................................................. 55
xvi
Figura 4.11 – a) Potência de saída, b) Corrente produzida pelo sistema de solar fotovoltaico dentro do bloco Painel implementado em ambiente Matlab/Simulink. ................................................................................. 55
Figura 4.12 – Sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico com inserção de baterias. ................................................................................................ 56
Figura 4.13 – Implementação da fase de carga das baterias dentro do bloco Painel. .......... 56
Figura 4.14 – Implementação da fase de descarga das baterias dentro do bloco Painel. ...... 57
Figura 5.1 – Representação em ambiente Matlab/Simulink da rede de distribuição de BT. ....................................................................................................... 60
Figura 5.2 – Barramento de estudo da rede de BT. ................................................... 61
Figura 5.3 – Radiação solar incidente nos sistemas de microgeração. ............................ 62
Figura 5.4 – Potências entregues à rede pelos microgeradores fotovoltaicos (sem controlo da potência injectada). .............................................................................. 62
Figura 5.5 – Tensão na fase A (sem controlo da potência injectada). ............................. 63
Figura 5.6 – Tensão na fase B (sem controlo da potência injectada). ............................. 63
Figura 5.7 – Tensão na fase C (sem controlo da potência injectada). ............................. 63
Figura 5.8 – Tensão MPPT aos terminais do painel na fase A. ....................................... 64
Figura 5.9 – Potências injectadas na fase A sem controlo e com controlo do ponto de funcionamento. ........................................................................................ 65
Figura 5.10 – Potências injectadas na fase C sem controlo e com controlo do ponto de funcionamento. ........................................................................................ 66
Figura 5.11 – Tensões aos terminais do painel na fase A sem controlo e com controlo do ponto de funcionamento. ............................................................................ 66
Figura 5.12 – Tensões na fase A sem controlo e com controlo do ponto de funcionamento. . 67
Figura 5.13 – Tensões na fase B sem controlo e com controlo do ponto de funcionamento. . 67
Figura 5.14 – Tensões na fase C sem controlo e com controlo do ponto de funcionamento. . 68
Figura 5.15 – Tensões por fase com controlo do ponto de funcionamento. ...................... 68
Figura 5.16 – Potências injectadas na fase A sem controlo e com controlo por armazenamento. ...................................................................................... 69
Figura 5.17 – Potências injectadas na fase B sem controlo e com controlo por armazenamento. ...................................................................................... 70
Figura 5.18 – Potências injectadas na fase C sem controlo e com controlo por armazenamento. ...................................................................................... 70
Figura 5.19 – Potência de carga e descarga das baterias associadas ao painel solar da fase A. ......................................................................................................... 71
xvii
Figura 5.20 – Potência de carga e descarga das baterias associadas ao painel solar da fase C. ......................................................................................................... 71
Figura 5.21 – Tensões na fase A sem controlo e com controlo por armazenamento. ........... 72
Figura 5.22 – Tensões na fase B sem controlo e com controlo por armazenamento. ........... 72
Figura 5.23 – Tensões na fase C sem controlo e com controlo por armazenamento. ........... 73
Figura 5.24 – Tensões por fase com controlo por armazenamento. ............................... 73
Figura 5.25 – Energia nas baterias dos três sistemas de microgeração. ........................... 74
Figura A.1 – Representação da rede de distribuição de BT utilizada para estudo. .............. 83
xviii
Lista de Tabelas
Tabela 3.1 — Características eléctricas do módulo fotovoltaico BP 4175T [31]. ................ 23
Tabela 3.2 — Características mecânicas do módulo fotovoltaico BP 4175T [31]. ............... 23
Tabela 3.3 — Principais características das técnicas de MPPT [37]. ............................... 36
Tabela 3.4 — Potência máxima em função da radiação solar incidente. ......................... 39
Tabela A.1 — Parâmetros característicos das linhas (tipologia RL paralelo). .................... 84
Tabela A.2 — Valores das cargas (tipologia RL série). ................................................ 84
Tabela A.3 — Valores da lookup table que emula a potência de descarga das baterias. ...... 84
xix
Abreviaturas e Símbolos
Lista de abreviaturas A Ampére. Unidade de Sistema Internacional da intensidade de corrente
Ah Ampére hora
AT Alta Tensão. Na rede de distribuição em Portugal corresponde a uma tensão
eficaz superior a 45kV e inferior a 120kV
BT Baixa Tensão. Na rede de distribuição em Portugal corresponde a uma tensão
eficaz inferior a 1kV
CA Corrente Alternada
CC Corrente Contínua
DL Decreto Lei
DMS Distribution Management System (Sistema de Gestão da Rede de Distribuição)
Hz Hertz. Unidade de Sistema Internacional da frequência
LC Load Controller (Controlador de Carga)
kW Kilowatt
MC Micro-source Controller (Controlador de Micro-fonte)
MGCC Micro-Grid Central Controller (Controlador Central de Micro-Rede)
MPP Maximum Power Point (Ponto de Potência Máxima)
MPPT Maximum Power Point Tracker (Técnica de Ponto de Potência Máxima)
MR Micro-Rede
MT Média Tensão. Na rede de distribuição em Portugal corresponde aos níveis de
tensão eficaz superiores a 1kV e inferiores a 45kV
MW MegaWatt
PD Produção Dispersa
PI Proporcional-Integral
p-n positivo-negativo
PNAEE Programa Nacional de Acção para a Eficiência Energética
p.u. “por unidade”
RESP Rede Eléctrica de Serviço Público
RL Resistência-bobina
xx
SEE Sistemas Eléctricos de Energia
STC Standard Test Conditions (Condições de Teste Standard)
TCMA Taxa de Crescimento Média Anual
UE União Europeia
V Volt. Unidade de Sistema Internacional da tensão
1
Capítulo 1
Introdução
O sector eléctrico enfrenta, actualmente, uma série de desafios relacionados com a
sustentabilidade ambiental, fiabilidade e qualidade de fornecimento e aumento de
competitividade. Ao nível das redes de distribuição, surgem novos desafios ao nível da sua
exploração decorrentes do aumento do nível de integração de Produção Dispersa (PD) e
microgeração a partir de fontes de energia renovável, que apresentam um carácter
intermitente, como é o caso da energia eólica e solar.
No caso dos sistemas de microgeração do tipo solar fotovoltaico, devido ao facto de não
existir uma coincidência perfeita entre os diagramas de carga e a potência activa gerada e,
dado o carácter resistivo das redes de Baixa Tensão (BT), poderão surgir problemas de tensão
elevada [1], originando a saída de serviço dos inversores ligados à rede por actuação das
protecções de máximo de tensão.
Assim, o objectivo desta dissertação consiste no desenvolvimento e integração de
funcionalidades de controlo da potência activa gerada pelos sistemas de microgeração do tipo
solar fotovoltaico em função da tensão no ponto de ligação e, consequentemente, na
acomodação local da potência excedente. Para tal, foram seguidas duas abordagens:
alteração do ponto de funcionamento em relação ao ponto correspondente à extracção da
potência máxima e utilização de dispositivos de armazenamento para armazenar a energia
produzida que não poderá ser injectada na rede de modo a manter o perfil da tensão local
abaixo do valor regulamentado.
Em resultado das estratégias desenvolvidas nesta dissertação, o nível de integração de
microgeração proveniente de fontes renováveis nas redes de distribuição de BT poderá ser
aumentado.
1.1 - Enquadramento geral
Portugal é o quarto país da UE com maior peso de fontes de energias renováveis no
consumo eléctrico nacional [2]. Na figura 1.1 pode-se verificar a evolução da potência
fotovoltaica instalada (incluindo microgeração) na última década em Portugal. A energia
fotovoltaica, apesar de apresentar uma TCMA (Taxa de Crescimento Média Anual) entre 2002
2 Introdução
2
e 2009) de 85,9 % [3], tem um peso na potência total instalada de fontes renováveis ainda
baixo, sendo de salientar que cresceu consideravelmente a partir de 2007 com a publicação
do DL 363/2007.
Figura 1.1 – Evolução da potência fotovoltaica instalada em Portugal Continental de 2002 a Março de 2010 [3].
O total da potência instalada em Portugal Continental utilizando recursos renováveis,
atingiu os 9 229 MW, no final de Março de 2010 [3]. Portugal pode ser considerado um país
privilegiado para a utilização em larga escala de energias renováveis, em resultado da sua
elevada exposição solar, de uma rede hidrográfica relativamente densa e de uma extensa
frente marítima que beneficia dos ventos atlânticos [4]. Em Portugal, o Governo estabeleceu
a meta de 31 % do consumo de energia final a partir das renováveis em 2020, o que
corresponde à produção de 60 % de electricidade consumida também a partir de fontes de
energia renovável [5]. A energia fotovoltaica tem ainda um peso residual no sistema eléctrico
nacional: no ano de 2010 respondeu por 0,35 % do consumo nacional. Em 2009, a energia
fotovoltaica abasteceu 0,28 % do consumo eléctrico em Portugal [6].
Nos últimos anos, em resultado do aumento do nível de integração de PD nas redes de
distribuição, tem-se assistido a uma mudança de paradigma no que diz respeito à filosofia de
exploração dos Sistemas Eléctricos de Energia (SEE), tal como ilustrado na figura 1.2.
Figura 1.2 – Mudança de paradigma do SEE [8].
1,5 2,1 2,7 2,9 3,414,5
58,5
115,2122,7
0
40
80
120
160
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Mar-10
Po
tên
cia
fo
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on
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en
tal
(MW
)
Ano
Enquadramento geral 3
Tal como se pode observar na figura 1.2, a mudança de paradigma da exploração das
redes eléctricas resulta da passagem de uma concepção de produção centralizada de
electricidade, seguida do transporte e distribuição até aos consumidores, para um modelo em
que existe uma grande componente de PD, situada ao nível das redes de distribuição [7]. Em
resposta a este desafio surge a visão das redes inteligentes de energia, ou Smart Grids [40].
O crescente aumento da ligação de PD nas redes de distribuição pode conduzir ao
aparecimento de alguns problemas técnicos, uma vez que os sistemas eléctricos
convencionais não previam a existência de redes de distribuição activas com trânsitos de
potência bidireccionais. Assim, um dos principais desafios técnicos que necessita de ser
criteriosamente avaliado em resultado da presença de PD nas redes de distribuição, diz
respeito às variações dos perfis de tensão no sistema. Numa rede de distribuição sem PD, a
tensão vai diminuindo desde o posto de transformação até à extremidade de um ramal,
levando a que a tensão nos consumidores seja inferior à tensão no posto de transformação.
Por outro lado, em redes rurais com potências de curto-circuito baixas, a integração de PD
pode alterar significativamente o perfil de tensão das redes eléctricas.
A integração da PD aconteceu, inicialmente, ao nível das redes de distribuição de Média
Tensão (MT), mas tem vindo a ser estendida para as redes de distribuição de Baixa Tensão
(BT), na sequência da integração das unidades de microgeração.
A necessidade de reduzir as emissões de dióxido de carbono na área da geração de
electricidade, os recentes desenvolvimentos tecnológicos no domínio da microgeração e a
reestruturação do mercado de electricidade são os principais factores responsáveis pelo
crescente interesse no uso de microgeração [9]. Os sistemas de microgeração consistem em
instalações que utilizam geradores de baixa potência nominal para produção de energia
eléctrica a partir de fontes renováveis, como é o caso dos sistemas solares fotovoltaicos e do
tipo eólico, ou processos de conversão de combustíveis fósseis de alta eficiência (por
exemplo, micro-cogeração, microturbinas ou células de combustíveis), ligados à rede de
distribuição de BT através de interfaces baseados em conversores electrónicos de potência
(CC/CA ou CA/CC/CA) [4].
O programa PNAEE (Programa Nacional de Acção para a Eficiência Energética [5]), visa
promover a substituição do consumo de energia fóssil por energia renovável, através de uma
maior facilidade de acesso a tecnologias de microgeração de energia eléctrica e de
aquecimento solar de águas quentes sanitárias. Nesse sentido, o governo Português
identificou algumas metas e medidas, das quais se destacam duas referentes ao sector
residencial e serviços: 75 mil lares electroprodutores correspondente a 165 MW de potência
instalada em microgeração em 2015, e 1 em cada 15 edifícios com água quente solar.
A necessidade de aumentar a capacidade de integração de microprodução nas redes de
baixa tensão constitui um dos principais desafios impulsionadores da visão das redes
inteligentes internacionalmente aceite para as redes de energia eléctrica do futuro. Seguindo
uma abordagem baseada na adopção de uma estratégia de controlo activo da potência
injectada em conjunto com a utilização de sistemas de armazenamento para compensar a
variabilidade das fontes renováveis, a visão Smart Grids possibilita a integração de grandes
quantidades de microgeração nas redes de BT. De um modo geral são apontadas as seguintes
vantagens resultantes da integração da microgeração nas redes de BT [10]:
Redução das perdas na rede de distribuição;
Aumentar a fiabilidade do fornecimento de electricidade aos consumidores;
4 Introdução
4
Contribuir para a diminuição da dependência dos combustíveis fósseis;
Diminuição das emissões de gases com efeito de estufa;
Diferimento de investimentos relativos ao reforço e expansão das infra-estruturas
da rede;
Criação de oportunidades para a indústria nacional de bens de equipamento e
componentes para o sector eléctrico;
Gerar um novo cluster industrial e de serviços com impacto positivo na criação de
emprego e no crescimento económico.
O Governo implementou novas condutas e regimes bonificados para a produção de energia
eléctrica, a ser injectada na rede ou a ser gerada para sistemas autónomos [11]. A publicação
do Decreto-Lei (DL) 363/2007 de 2 de Novembro [12], veio estimular o exercício da
actividade de microprodução de electricidade, sendo as instalações de pequena potência a
energia solar as que mais têm motivado os utilizadores a instalarem sistemas de
microprodução em Portugal - cerca de 95% [7]. É de salientar que os sistemas solares não
possuem partes móveis, impactos ambientais, geração de ruídos ou consumo de qualquer tipo
de combustível. No entanto, o DL 363/2007 estabelece alguns limites, entre os quais:
1. Os produtores de electricidade apenas podem injectar na RESP (Rede Eléctrica de
Serviço Público) uma potência inferior a 50 % da potência contratada para a
instalação eléctrica de utilização;
2. O somatório da potência dos registos ligada a um posto de transformação não
pode ultrapassar o limite de 25 % da potência do respectivo posto de
transformação.
3. A unidade ou instalação, monofásica ou trifásica, em baixa tensão, está limitada a
uma potência de ligação de 5,75 kW.
A integração de níveis elevados de microprodução nas actuais redes de BT pode causar
sérios problemas relacionados com o controlo do nível de tensão, podendo provocar a saída
de serviço das unidades de microgeração, além de limitar a capacidade de integração de
microgeração na rede de distribuição de BT em termos de potência instalada.
De modo a contrariar os efeitos indesejados, o actual enquadramento legislativo impõe,
para além dos requisitos de certificação dos inversores, limitações à potência instalada, ao
nível da potência ligada a cada posto de transformação e, em particular, ao nível da potência
de cada instalação.
No entanto, o controlo do nível de tensão em redes com elevada concentração de
microprodutores constitui ainda um desafio importante.
Motivação e objectivos da dissertação 5
1.2 - Motivação e objectivos da dissertação
A larga maioria das unidades de microgeração instaladas nas redes de BT não é adequada
para a ligação directa à rede eléctrica devido às suas características de energia produzida
necessitando assim de conversores de electrónica de potência. Os inversores comercializados
actualmente para ligação à rede de unidades de microgeração, particularmente do tipo solar
fotovoltaico, são controlados para injectarem na rede toda a potência activa que o recurso
primário permite produzir, integrando algoritmos de controlo que asseguram a máxima
extracção de potência do painel em função das condições de radiação e temperatura,
designados na literatura anglo-saxónica por sistemas de Maximum Power Point Tracking
(MPPT). Dada a forte correlação e variabilidade da potência injectada pelas unidades do tipo
solar fotovoltaico, o aumento da penetração destes sistemas para níveis elevados obrigará à
adopção de estratégias de controlo activo da potência injectada para manter as tensões
dentro dos valores regulamentares.
Assim, o objectivo principal desta dissertação consiste no desenvolvimento de algoritmos
de controlo a serem incluídos nos módulos do software de controlo dos conversores
electrónicos de potência utilizados para realizar o interface com a rede eléctrica de BT, com
o objectivo de assegurar o controlo activo da potência injectada na rede e consequentemente
do perfil de tensão local. No entanto, o controlo activo da potência injectada na rede por
unidades de microgeração do tipo solar fotovoltaico implica que o excesso de potência
disponibilizada pela fonte primária seja acomodado localmente, pelo que as funcionalidades
de controlo desenvolvidas envolvem a alteração do ponto de funcionamento e consequente
modificação do algoritmo de MPPT bem como a utilização de soluções de armazenamento de
energia nos períodos em que a potência gerada é superior à potência a injectar na rede de
modo a evitar problemas de tensão elevada. A energia armazenada será posteriormente
injectada na rede quando o perfil de tensão o permitir. A implementação de funcionalidades
de controlo activo da potência injectada e da interacção destas funcionalidades com o
seguidor de potência máxima apresenta consequências benéficas ao nível da eficiência,
segurança de operação e qualidade de serviço das redes de BT, permitindo um aumento
imediato da integração de microgeração.
Para o desenvolvimento destas funcionalidades de controlo foi implementado um modelo
de um sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico em ambiente Matlab/Simulink.
Numa primeira fase, não foram consideradas as funcionalidades de controlo de modo a
estudar o seu comportamento em regime dinâmico quando inserido numa rede de distribuição
de BT com o objectivo de avaliar o impacto nos perfis de tensão da rede. Numa fase
posterior, foram implementadas as estratégias de controlo desenvolvidas e avaliado o seu
desempenho ao nível do controlo da tensão local através do controlo da potência activa
injectada na rede.
Assim, os principais objectivos da dissertação são:
I. Analisar os modelos que representam o comportamento em regime dinâmico
dos sistemas de microgeração do tipo fotovoltaico;
II. Desenvolver um algoritmo que permita controlar a potência activa injectada
na rede por um sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico. O algoritmo
consiste na alteração do ponto de funcionamento do sistema, relativamente ao ponto
correspondente à extracção da potência máxima;
6 Introdução
6
III. Desenvolver funcionalidades de controlo que permitam acomodar localmente
o excesso de potência activa produzida, que não pode ser injectada na rede eléctrica,
recorrendo a sistemas de armazenamento, como baterias;
IV. Avaliar o desempenho e eficácia das soluções de controlo propostas através
da realização de testes utilizando uma plataforma de simulação dinâmica.
A plataforma de simulação dinâmica consiste numa rede de BT, implementada em
Matlab/Simulink e considerada como um sistema trifásico com neutro, integrando
modelos que descrevem o comportamento em regime dinâmico das unidades de microgeração
do tipo solar fotovoltaico consideradas como sistemas monofásicos. A rede de BT permite a
ligação de cargas e unidades de microgeração em cada uma das diferentes fases e o neutro.
1.3 - Estrutura da dissertação
A dissertação é constituída por seis capítulos e um anexo.
Este primeiro capítulo é dedicado à contextualização do problema em estudo e apresenta
os principais objectivos desta dissertação.
O capítulo 2 faz uma descrição do sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico,
nomeadamente segundo a sua classificação e seus componentes constituintes, como módulos
fotovoltaicos, inversor e baterias que no âmbito desta dissertação são utilizados para
acomodar localmente a diferença entre a potência gerada e a potência injectada na rede.
Ainda neste segundo capítulo, explora-se o conceito de micro-rede, em resposta a um dos
principais desafios impulsionadores da visão das redes inteligentes, ou seja, da necessidade
de aumentar a capacidade de integração de microprodução nas redes de baixa tensão.
No capítulo 3 são apresentados os conceitos e os modelos de um sistema de microgeração
do tipo solar fotovoltaico e da rede de distribuição de BT. Os modelos matemáticos permitem
representar de forma adequada o comportamento dos sistemas de microgeração do tipo solar
fotovoltaico com impacto na rede de BT. Ainda neste capítulo, procede-se ao
desenvolvimento de uma plataforma de simulação dinâmica que permita simular as
funcionalidades de controlo arquitectadas no capítulo seguinte.
As funcionalidades de controlo da potência activa por unidades de microgeração do tipo
solar fotovoltaico, em função da tensão no ponto de ligação do inversor são exibidas no
capítulo 4, sendo apresentada a descrição e implementação em ambiente
Matlab/Simulink das funcionalidades desenvolvidas.
O capítulo 5 contempla a avaliação do desempenho das funcionalidades de controlo
desenvolvidas no capítulo anterior, utilizando a plataforma de simulação dinâmica.
O capítulo 6 refere as principais conclusões obtidas no decurso do trabalho, assim como
eventuais possibilidades para trabalhos futuros.
Por último, no anexo A são apresentados os parâmetros eléctricos do sistema de teste
utilizado nesta dissertação.
7
Capítulo 2
Sistema de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e as Micro-redes
No capítulo anterior foi apresentada a alteração de paradigma do sector eléctrico em
resultado na integração de PD na rede de distribuição. Foi também discutido o problema das
tensões elevadas em resultado do aumento do nível de integração de sistemas de
microgeração do tipo solar fotovoltaico, passíveis de ocorrer em períodos onde o diagrama de
carga e produção de energia não são coincidentes. O valor da subida de tensão está
dependente da potência gerada e da localização da unidade de microgeração. Por outro lado,
a intermitência do recurso primário, a radiação solar, tem um impacto significativo nos perfis
de tensão.
A tendência dos últimos anos, com a ligação da PD à rede de uma forma passiva, isto é,
sem oferecer qualquer serviço à rede eléctrica além da geração não controlada de energia
eléctrica, cria sérios problemas e consideráveis limites à capacidade de PD que pode ser
integrada no SEE.
O conceito de Micro-Rede (MR) desenvolvido no âmbito do projecto Europeu MICROGRIDS
[13] representa uma parte fundamental na visão Smart Grids e visa a integração em larga
escala de sistemas de microgeração nas redes de BT através de estratégias de gestão e
controlo apropriadas que asseguram uma coordenação eficiente de todos os elementos
activos envolvidos.
Este capítulo tem o objectivo principal de apresentar as características de um sistema de
microgeração do tipo solar fotovoltaico, segundo a sua classificação e seus componentes
constituintes, como módulos fotovoltaicos, inversor e baterias. Por último, não menos
importante, apresenta-se a visão Smart Grids, que explora o conceito de MR.
2.1 - Sistemas fotovoltaicos
A energia gerada pelo sol é inesgotável no tempo e é, sem dúvida, uma alternativa
energética extremamente promissora para a Humanidade.
8 Sistema de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e as Micro-redes
8
Na figura 2.1 apresenta-se o recurso solar nos diversos países europeus, calculado para
superfícies com a orientação óptima, de forma a captarem o máximo de radiação solar
anualmente.
Figura 2.1 – Potencial de energia solar fotovoltaica nos países europeus [14].
Verifica-se que no caso da Europa, Portugal é um dos países europeus que apresenta
melhores condições de radiação solar e, portanto, um maior potencial para produção de
energia eléctrica em aproveitamento de energia solar.
No entanto, a grande desvantagem reside nos baixos níveis de rendimento de conversão,
sendo necessárias superfícies de tamanho considerável para os aproveitamentos de energia
solar, em particular para os painéis solares fotovoltaicos. No caso de Portugal, os máximos
anuais de captação da radiação solar para sistemas fixos, conseguem-se orientando os
módulos fotovoltaicos a Sul e fazendo um ângulo com a horizontal de cerca de 33º [15].
Espera-se que no futuro o preço dos painéis fotovoltaicos diminua e a sua eficiência
aumente, levando a que os sistemas fotovoltaicos se apresentem como uma fonte de energia
promissora para a humanidade. A energia fotovoltaica é atractiva como fonte de energia
renovável para sistemas de geração distribuída, devido à sua silenciosa operação, instalação
simples e com possibilidade de instalação em meios residenciais.
2.1.1 - Classificação dos sistemas solares fotovoltaicos
A energia solar pode ser convertida em energia útil segundo duas tecnologias:
fotovoltaica e térmica. Os sistemas de microgeração de conversão da energia solar em
energia eléctrica podem ser divididos em sistemas isolados e sistemas para ligação à rede
eléctrica, tal como apresentado na figura 2.2.
Os sistemas isolados são estabelecidos de forma a operar de forma independente da rede
eléctrica, podendo fornecer parte ou
alimentadas em Corrente Contínua
caso necessário o uso de um inversor. As principais aplicações dos sistemas fotovoltaicos
isolados são: bombeamento de água, uso doméstico, iluminação pública, veículos eléctricos,
aplicações militares e espaciais.
remotas e de difícil acesso à rede eléctrica.
Nos sistemas isolados com ar
podendo fornecê-la durante a noite ou em períodos de céu nublado, onde a produção de
energia pelos painéis não satisfaz a exigência energética das cargas.
Neste tipo de sistema é utilizado um regulado
painel fotovoltaico com os seguintes objectivos:
Proteger as baterias contra sobrecargas produzidas pelos módulos fotovoltaicos;
Evitar que as baterias descarreguem acentuadamente devido a consumos
excessivos;
Ajustar a corrente
armazenada com a maior eficácia possível.
Os sistemas ligados à rede
recurso primário permite produzir
principais [16]:
Um painel solar
CC;
Um conversor
nível adequado de tensão no barramento CC
Um inversor responsável por realizar a conversão de corrente contínua para
corrente alternada com um nível de tensão e frequência compatíveis com a rede
de BT;
Ligação à rede
Classificação dos sistemas solares fotovoltaicos
Figura 2.2 – Aproveitamento da energia solar.
Os sistemas isolados são estabelecidos de forma a operar de forma independente da rede
podendo fornecer parte ou o total da energia eléctrica produzida
alimentadas em Corrente Contínua (CC) ou em Corrente Alternada (CA), sendo neste último
caso necessário o uso de um inversor. As principais aplicações dos sistemas fotovoltaicos
ados são: bombeamento de água, uso doméstico, iluminação pública, veículos eléctricos,
aplicações militares e espaciais. Os sistemas isolados são largamente utilizados em aplicações
remotas e de difícil acesso à rede eléctrica.
Nos sistemas isolados com armazenamento, as baterias armazenam a en
la durante a noite ou em períodos de céu nublado, onde a produção de
energia pelos painéis não satisfaz a exigência energética das cargas.
Neste tipo de sistema é utilizado um regulador de carga localizado entre as baterias e o
painel fotovoltaico com os seguintes objectivos:
Proteger as baterias contra sobrecargas produzidas pelos módulos fotovoltaicos;
Evitar que as baterias descarreguem acentuadamente devido a consumos
Ajustar a corrente de carga das baterias, garantindo que a sua energia é
armazenada com a maior eficácia possível.
ligados à rede são projectados para injectar na rede toda a energia
recurso primário permite produzir, sendo normalmente composto por cinco componentes
Um painel solar fotovoltaico que converte a energia solar em energia eléctrica
Um conversor CC-CC que eleva o nível da tensão CC à saída do painel para um
nível adequado de tensão no barramento CC do inversor;
Um inversor responsável por realizar a conversão de corrente contínua para
corrente alternada com um nível de tensão e frequência compatíveis com a rede
Energia Solar
Fotovoltaica
Ligação à rede Isolada
Térmica
Classificação dos sistemas solares fotovoltaicos 9
Os sistemas isolados são estabelecidos de forma a operar de forma independente da rede
eléctrica produzida a cargas
, sendo neste último
caso necessário o uso de um inversor. As principais aplicações dos sistemas fotovoltaicos
ados são: bombeamento de água, uso doméstico, iluminação pública, veículos eléctricos,
Os sistemas isolados são largamente utilizados em aplicações
mazenamento, as baterias armazenam a energia produzida,
la durante a noite ou em períodos de céu nublado, onde a produção de
entre as baterias e o
Proteger as baterias contra sobrecargas produzidas pelos módulos fotovoltaicos;
Evitar que as baterias descarreguem acentuadamente devido a consumos
de carga das baterias, garantindo que a sua energia é
são projectados para injectar na rede toda a energia que o
omposto por cinco componentes
fotovoltaico que converte a energia solar em energia eléctrica em
nível da tensão CC à saída do painel para um
Um inversor responsável por realizar a conversão de corrente contínua para
corrente alternada com um nível de tensão e frequência compatíveis com a rede
10 Sistema de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e as Micro-redes
10
Controladores digitais que asseguram o controlo da operação dos conversores
electrónicos de potência envolvendo o algoritmo de MPPT que assegura a
extracção máxima de potência do sistema;
Um filtro AC que filtra os harmónicos da tensão/corrente gerados pelo inversor.
A figura 2.3 ilustra o diagrama de um sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico
ligado à rede de distribuição de BT.
Figura 2.3 – Diagrama de blocos de um sistema de microgeração fotovoltaico [16].
No sistema representado na figura 2.3 tem-se que a potência produzida é na sua
totalidade entregue à rede eléctrica pública.
De referir que no âmbito desta dissertação apenas são considerados os sistemas ligados à
rede, pelo que na secção seguinte são apresentados os seus principais componentes.
2.1.2 - Principais componentes dos sistemas fotovoltaicos ligados à rede
A conversão da luz em energia eléctrica é realizada pela célula fotovoltaica através do
efeito fotovoltaico [15]. No entanto, a célula apresenta uma potência manifestamente
insuficiente para a larga maioria das aplicações [17]. Por este motivo, as células são ligadas
em série e paralelo constituindo o módulo fotovoltaico. A energia gerada por uma célula
fotovoltaica é produzida em CC, devendo ser convertida em CA para ser possível a sua
injecção na rede.
Nas secções seguintes é apresentada uma descrição mais detalhada de cada um dos
componentes envolvidos num sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico ligado à
rede.
2.1.2.a - Célula, módulo e gerador fotovoltaico
A célula é uma unidade fundamental de um sistema solar fotovoltaico, sendo responsável
pela conversão directa da radiação solar incidente em electricidade através do efeito
Célula, módulo e gerador fotovoltaico 11
fotovoltaico. A célula solar é feita de um material semicondutor, normalmente de silício, por
este material ser relativamente barato e seguro, e representaram, em 2007, cerca de 89.4 %
do mercado mundial [15].
Uma célula solar, através do processo dopagem do silício, é constituída por uma camada
fina do tipo N (silício dopado com fósforo) e outra camada de maior espessura do tipo P
(silício dopado com boro), com características eléctricas negativa e positiva respectivamente
[17]. Na figura 2.4 pode-se ver a constituição interna de uma célula fotovoltaica. Os
contactos frontais constituem os terminais negativos, e os contactos traseiros constituem os
terminais positivos.
Figura 2.4 – Constituição interna de uma célula fotovoltaica típica [17].
Os raios solares são constituídos por partículas energéticas, denominadas fotões. Com a
incidência de luz na célula, os fotões são absorvidos e a sua energia utilizada para libertar
electrões para condução. Devido ao campo eléctrico, resultante da junção P-N, os electrões
fluem da camada P para a camada N. Através de um condutor externo, a camada negativa é
ligada à camada positiva gerando assim uma corrente eléctrica (fluxo de electrões) [18].
A potência máxima produzida por uma célula é inferior a 2 W, valor insuficiente para a
maioria das aplicações [17]. Neste sentido, as células são agrupadas em série e em paralelo
formando módulos. Um módulo fotovoltaico típico consiste em 36 ou 72 células encapsuladas
numa estrutura [19]. A razão entre a corrente do módulo e a corrente da célula, é dada pelo
número de células ligadas em paralelo, e a razão entre a tensão do módulo e a tensão da
célula corresponde ao número de células ligadas em série [17].
Figura 2.5 – Célula, módulo e painel fotovoltaico.
12 Sistema de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e as Micro-redes
12
Os módulos também são agrupados em série e paralelo para obter uma maior potência,
formando o painel ou gerador fotovoltaico.
Os módulos fotovoltaicos têm um comportamento eléctrico que deve ser analisado
cuidadosamente, principalmente porque a energia gerada é influenciada por variáveis como
[20]:
Radiação solar;
Temperatura da célula fotovoltaica;
Distribuição espectral da radiação;
Tipo de tecnologia empregada na fabricação das células que compõem o módulo
fotovoltaico.
Na secção 3.1.2, será alvo de estudo a variação das características eléctricas do módulo
fotovoltaico, em resultado de variações da radiação solar e temperatura incidentes.
2.1.2.b - Inversor
Os inversores são conversores electrónicos de potência, que permitem transformar a
energia eléctrica em corrente contínua, produzida pelo gerador fotovoltaico, em energia
eléctrica em corrente alternada, de modo a permitir a entrega da energia produzida na rede
eléctrica pública, nos sistemas solares fotovoltaicos ligados à rede [15]. Neste tipo de
sistemas solares, o inversor funciona como o interface entre o painel e a rede, tal como
apresentado na figura 2.6, envolvendo portanto o conversor CC/CA e o conversor CC/CC
juntamente com o sistema de extracção máxima de potência ou sistemas de MPPT. O sistema
de MPPT é responsável por ajustar a tensão de entrada do conversor CC/CC em função das
condições de radiação e temperatura verificadas no painel através do controlo do conversor
CC/CC.
Figura 2.6 – Tipologia de um sistema de conversão de energia fotovoltaico.
Os sistemas fotovoltaicos com uma potência instalada até 5 kW utilizam geralmente
conversores CC/CA monofásicos que, na Europa, efectuam a conversão de energia de CC para
CA utilizando a tensão e frequência nominais da rede pública de BT, respectivamente 230 V e
50 Hz.
O inversor ou sistema condicionador de potência é a “chave” para o sucesso da operação
do sistema, mas também é um hardware complexo.
Baterias 13
2.1.2.c - Baterias
Nos sistemas ligados à rede, a energia é entregue na sua totalidade à rede eléctrica,
dispensando o uso de baterias. No entanto, no âmbito desta dissertação é considerada a
possibilidade da utilização de baterias de modo a armazenar a potência activa que não pode
ser injectada na rede de modo a evitar problemas de tensão elevada, tal como referido
anteriormente. Ficando o sistema a funcionar sempre no seu ponto de potência máxima,
constitui uma vantagem importante e a salientar.
Uma bateria consiste em uma ou mais células ligadas em série ou paralelo, ou ambos,
dependendo da capacidade de saída desejada em termos de tensão e corrente desejada [21].
Como se apresenta na figura 2.7, os três principais componentes de uma bateria são o
ânodo (eléctrodo negativo), cátodo (eléctrodo positivo) e o electrólito (meio de transferência
de electrões) [21]. No circuito externo à bateria, a corrente eléctrica é proveniente da
circulação dos electrões. Já no seu interior, a corrente resulta da circulação de iões de um
eléctrodo para o outro.
Figura 2.7 – Bateria e seus principais elementos constituintes.
As baterias transformam energia eléctrica em energia química durante a carga, e energia
química em energia eléctrica durante a descarga. As reacções químicas de oxidação-redução
que se processam no seu interior são responsáveis pelo armazenamento ou fornecimento de
energia eléctrica.
Nos sistemas isolados é essencial a utilização de um sistema de armazenamento de
energia. Nesta caso, a energia produzida é utilizada para carregar as baterias enquanto estas
não se encontrarem completamente carregadas, seguindo um processo cíclico, isto é,
recarregam durante o dia e descarregam durante a noite.
As baterias mais utilizadas são as baterias de chumbo-ácido (figura 2.8) devido ao seu
baixo custo, à operação livre de manutenção e às características de alta eficiência [22].
Possuem um eléctrodo negativo de chumbo e um eléctrodo positivo de peróxido de chumbo , imersos numa solução de ácido sulfúrico em água.
Na descarga, ocorre uma transformação de energia química em energia eléctrica, o
eléctrodo de chumbo vai sendo consumido, e transformado em sulfato de chumbo e água:
+ → + , (2.1)
14 Sistema de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e as Micro-redes
14
Figura 2.8 – Esquema de um acumulador de chumbo [23].
As baterias são essencialmente caracterizadas por dois parâmetros:
Capacidade da bateria;
Tensão nominal.
A tensão nominal está dependente do número de células e, por exemplo, é necessário 14
V para carregar uma bateria de 12 V.
A capacidade da bateria, pode-se definir como a quantidade de energia que esta é capaz
de armazenar ou também como a quantidade de energia que esta é capaz de fornecer quando
está completamente carregada.
A capacidade das baterias é medida em Ampére-hora (Ah). Na figura 2.9 apresenta-se a
curva de descarga da bateria para diferentes valores de corrente. É perceptível que quanto
maior a corrente de descarga, menor será o tempo que a bateria demora a descarregar.
Durante o processo de descarga da bateria, a tensão aos seus terminais vai diminuindo.
Figura 2.9 – Curvas de descarga das baterias Freedom para diferentes valores de corrente [24].
Micro-rede 15
2.2 - Micro-rede
Tal como referido anteriormente, a visão Smart Grids possibilita a integração de grandes
quantidades de microgeração nas redes de BT através de estratégias de controlo activo da
potência injectada em conjunto com a utilização de sistemas de armazenamento. Em
resposta a este desafio, as redes inteligentes de energia exploram o conceito de MR, como
uma peça fundamental no desenvolvimento das futuras redes de distribuição de BT. O
conceito de MR, definido como uma rede de distribuição em BT de pequena dimensão,
engloba sistemas de microgeração muito próximos das cargas, como sistemas eólicos e solar
fotovoltaicos, pilhas de combustíveis, microturbinas a gás, além dos sistemas de
armazenamento de energia que podem incluir baterias de acumuladores, super-
condensadores e volantes de inércia, designados na literatura anglo-saxónica como flywheels
[7].
Os sistemas de produção combinada de calor e electricidade (combined heat and power),
equipados com microturbinas a gás, e associados a caldeiras utilizadas para o aquecimento de
águas sanitárias ou ambiente, constituem uma tecnologia promissora a integrar na MR.
Geralmente, não se encontram unidades síncronas totalmente controláveis numa MR,
responsáveis pelo controlo de tensão e frequência num SEE convencional (balanço entre a
carga e a produção) [9]. Tal implica a utilização de sistemas de armazenamento de energia e
a adopção de conceitos também inovadores para as estratégias de controlo a adoptar, com
particular incidência no controlo dos conversores de electrónica de potência utilizados como
interface entre as unidades de microgeração, incluindo os sistemas de armazenamento, e a
rede [25].
2.2.1 - Arquitectura de controlo
Uma MR pode funcionar em dois modos de operação distintos [9]:
• Modo normal – a MR encontra-se ligada à rede de MT, sendo alimentada ou
injectando alguma quantidade de energia no sistema principal de energia;
• Modo emergência – a MR opera de forma autónoma, numa forma semelhante às
ilhas, quando a desconexão da rede de MT a montante ocorre.
Além dos sistemas de microgeração e de armazenamento, deve existir um sistema de
controlo hierárquico suportado por um sistema de comunicações, para assegurar o
funcionamento coordenado de todos os elementos activos que em conjunto com a infra-
estrutura de rede constituem a MR, tal como apresentado na figura 2.10.
16 Sistema de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e as Micro-redes
16
Figura 2.10 – Arquitectura da Micro-rede [21].
A MR é controlada e gerida centralmente pelo controlador central de micro-rede,
designado na literatura anglo-saxónica por MicroGrid Central Controller (MGCC), localizado
no lado de BT do transformador de distribuição MT/BT (figura 2.10) [9]. O MGCC integra
diversas funcionalidades destinadas à optimização da operação da MR e assume ainda as
funções de sistema de controlo secundário de frequência no caso da exploração da MR em
rede isolada. O MGCC comunica com os controladores locais situados num nível hierárquico de
controlo mais baixo.
Neste segundo nível de controlo hierárquico, as cargas e as unidades de microgeração
dispõem de controladores locais, designados na literatura anglo-saxónica por Load Controller
(LC) e Microsource Controller (MC), respectivamente. O MC pode ser integrado no interface
de electrónica de potência da micro-fonte, e utiliza informação local e exigências do MGCC
para controlar o microgerador tendo em conta as condições de operação do sistema.
Um adequado funcionamento e controlo de todo o sistema exige comunicação e
interacção entre os referidos níveis de controlo hierárquicos [21]:
O LC e MC, como interfaces para controlar as cargas utilizando o conceito de
interruptibilidade e os níveis de produção de potência activa e reactiva das
micro-fontes;
O MGCC, como um controlador central responsável por uma adequada gestão
técnica e económica da MR de acordo com critérios pré-definidos, providenciando
set-points para o MC e LC.
Além disso, o MGCC pode também comunicar com o Distribution Management System
(DMS), contribuindo para o melhoramento da operação da rede de distribuição de MT. Em
[26] é proposto um algoritmo a ser instalado ao nível do DMS, com o objectivo de controlar as
tensões nas redes de distribuição MT/BT, caracterizadas pela integração em larga escala de
PD ao nível da rede de distribuição de MT e de microgeração ao nível da rede de distribuição
de BT.
A implementação deste conceito inovador, a MR, exige o desenvolvimento de alguns
tópicos com o objectivo de aproveitar todas as suas capacidades, como [27]:
Projecto InovGrid 17
Modelização do comportamento das micro-fontes;
Análise do impacto da inserção destes sistemas nas redes de BT;
Questões relacionadas com qualidade de onda e fiabilidade;
Coordenação de protecções;
Comunicação.
O aumento da capacidade de integração de microgeração a partir de fontes de energia
renovável com carácter intermitente, como é o caso da energia solar e eólica, constitui um
dos principais desafios impulsionadores da visão das redes inteligentes, internacionalmente
aceite para as Smart Grids. A estratégia a seguir para atingir este desafio principal passa pelo
desenvolvimento de funcionalidades de controlo inovadoras e a sua integração nos inversores
de ligação à rede das unidades de microgeração do tipo fotovoltaico, permitindo-lhes
suportar duas filosofias de controlo distintas mas complementares:
Controlo hierarquizado/centralizado – os inversores devem responder a ordens de
comando (set-points de potência activa e de tensão) enviados por um controlador
central;
Controlo descentralizado – o controlo da potência activa a injectar na rede é
realizado de forma autónoma pelos inversores em função do valor da tensão
medida no ponto de ligação do inversor à rede.
A capacidade dos inversores suportarem uma filosofia de controlo
centralizado/hierarquizado permite que estes possam vir a ser integrados nas redes
inteligentes do futuro. O controlo autónomo da potência injectada pode ser explorado como
forma de inteligência local em complemento ao sistema de gestão e controlo baseado numa
filosofia centralizada/hierarquizada.
2.2.2 - Projecto InovGrid
Em Portugal, a visão de futuro das redes inteligentes é materializada através do projecto
InovGrid, promovido pela EDP em parceria com o InescPorto, Efacec, Janz e Lógica,
enquadrado na mudança do paradigma no sector energético a nível mundial. O projecto
baseia-se numa filosofia de controlo coordenado e dota a rede eléctrica de informação e
equipamentos inteligentes capazes de automatizar a gestão da energia.
O InovGrid antecipa a inevitável revolução tecnológica das redes eléctricas inteligentes
com benefícios para todos [28]:
Operador da rede de distribuição – o InovGrid permitirá reduzir os custos de
manutenção da rede e reduzir as perdas técnicas e comerciais (furto de energia
da rede pública);
18 Sistema de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e as Micro-redes
18
Consumidor/produtor – tem a possibilidade de produção de energia
(microgeração); mais eficiência energética e acesso a novos serviços e formas de
tarifação;
Regulador – aumento da concorrência; mais fiabilidade e qualidade do
fornecimento de energia;
Comercializadores – lançamento de novos serviços e planos de preços inovadores;
mais capacidade de gerir a relação com os clientes;
Economia – redução das emissões de CO2 e ganhos de eficiência energética;
melhor aproveitamento das energias renováveis e redução da dependência de
recursos fósseis; InovGrid pode ser um projecto industrial gerador de emprego e
exportador de tecnologia.
O projecto baseia-se numa arquitectura de controlo hierarquizada semelhante à
arquitectura de controlo da MR e visa o desenvolvimento dos seguintes equipamentos: Energy
Box – equipamentos de contagem, monitorização e gestão da energia, instalados junto dos
clientes de BT; Distribution Transformer Controllers – equipamentos de automação e
monitorização, instalados nos postos de transformação.
Assim, as mudanças determinadas pelo projecto InovGrid vão obrigar a uma “intervenção
na rede de distribuição”, para a dotar de capacidades “de telegestão de energia”, integração
da microgeração e, principalmente, mecanismos de inteligência que estabelecerão uma nova
forma de gestão e controlo da rede, em linha com o conceito de Smart Grids [29].
Tendo em vista uma arquitectura de controlo hierarquizado/centralizado para as redes de
BT do futuro, tal como previsto no projecto InovGrid, deverão ser desenvolvidas
funcionalidades de controlo que permitem ao inversor ajustar a sua potência activa a injectar
na rede em resposta a ordens de comando enviados por uma unidade de controlo central.
2.3 - Conclusões
Neste capítulo descreveu-se a tecnologia de microgeração fotovoltaica, referindo
nomeadamente os seus componentes constituintes.
Integrando grandes quantidades de unidades de microgeração, que ganharam grande
dinâmica com o DL 363/2007, poderão advir problemas ao nível do controlo dos perfis de
tensão, resultando em problemas de tensão elevada, tal como referido anteriormente.
A visão Smart Grids explora o conceito de MR que serviu de base ao desenvolvimento de
estratégias de controlo que permitem uma eficiente integração das unidades de microgeração
nas redes de BT. De modo a dar resposta ao desafio do controlo do nível de tensão em redes
de BT com elevada concentração de microprodutores, pretende-se com esta dissertação
desenvolver funcionalidades de controlo activo da potência injectada. As estratégias
referidas são apresentadas no capítulo 4.
Em Portugal, o projecto InovGrid visa, para além da telecontagem e gestão energética, a
promoção do aumento da eficiência e qualidade de serviço e o aumento da capacidade de
Conclusões 19
integração de microgeração através de uma gestão activa dos equipamentos e da própria rede
[7].
No capítulo seguinte apresentam-se os conceitos e modelos que caracterizam o sistema
visado no presente trabalho, o sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico, além da
rede de distribuição de BT.
20 Sistema de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e as Micro-redes
20
21
Capítulo 3
Conceitos e Modelos de Sistemas de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e Rede de Distribuição de Baixa Tensão
Nesta dissertação, os sistemas de microgeração fotovoltaicos são modelizados em regime
dinâmico em ambiente Matlab/Simulink e inseridos numa plataforma de simulação, capaz
de simular a operação dinâmica da rede de BT e do sistema de microgeração, de forma a
avaliar o impacto destas mesmas unidades na rede de BT bem como a eficácia e o
desempenho das soluções de controlo implementadas.
Em relação à rede de BT, são apresentados os modelos das canalizações, cargas e rede a
montante. Já para o sistema de microgeração são abordados os seus vários elementos
constituintes, como o modelo do módulo fotovoltaico e as funções de controlo implementadas
pelo interface com a rede baseado em conversores electrónicos de potência, incluindo o
algoritmo de MPPT.
Também nesta secção é apresentada uma breve descrição da estratégia de controlo da
tensão nodal em função da potência activa injectada na rede de BT, no caso da utilização de
sistema de armazenamento, e sua implementação na plataforma de simulação utilizada.
3.1 - Caracterização e modelização de um sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico
A modelização adequada de um sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico é o
primeiro passo necessário para avaliar a sua interacção dinâmica com a rede de BT e o
desempenho das funcionalidades de controlo desenvolvidas no âmbito desta dissertação.
O modelo de um sistema fotovoltaico envolve os modelos constituintes como o painel
fotovoltaico, o sistema de conversão, as baterias e a ligação entre eles, pelo que nas secções
seguintes é apresentada a descrição do modelo matemático de cada um dos componentes de
forma individual.
O módulo fotovoltaico pode ser modelizado como uma fonte de corrente. Nesta secção
apresentam-se os passos que permitem obter a corrente gerada pelo módulo.
22 Conceitos e Modelos de Sistemas de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e Rede de Distribuição
de Baixa Tensão
22
Ao analisar o comportamento dinâmico de uma rede de BT integrando sistemas de
microgeração do tipo solar fotovoltaico, os inversores são modelizados com base apenas nas
suas funções de controlo, pelo que os fenómenos de comutação, harmónicos e perdas do
inversor são ignorados [21].
3.1.1 - Modelo matemático do painel fotovoltaico
Um painel fotovoltaico, envolvendo um conjunto de módulos, funciona como uma fonte
de corrente, corrente esta que é injectada na rede através do interface baseado em
conversores electrónicos de potência, tal como referido anteriormente. Por sua vez, um
módulo envolve um conjunto de células fotovoltaicas, sendo o modelo do módulo baseado no
modelo da célula. Para um módulo, constituído por um conjunto de células fotovoltaicas, a
modelização de cada célula seria ineficiente [30].
Assim, nesta dissertação, seguindo a abordagem proposta em [17], a célula é
representada por um modelo simplificado – modelo matemático de “Um Díodo e Três
Parâmetros” - apesar de não ser uma representação rigorosa da célula fotovoltaica. O modelo
simplificado caracteriza o comportamento de uma única célula fotovoltaica, considerando o
módulo como uma célula fotovoltaica equivalente.
3.1.1.a - Parâmetros do módulo fotovoltaico
Os valores (tensão em circuito-aberto) e (corrente de curto-circuito) são característicos do módulo, sendo dados fornecidos pelo fabricante para as condições de
referência, além dos valores de e . A capacidade de um módulo fotovoltaico é dada
pela potência de pico (Wp), nas mesmas condições.
As condições de referência (Standard Test Conditions - STC), representadas neste
trabalho pelo índice superior R, são:
Temperatura = 25 = 298,16 !"#$%; Radiação incidente & = 1000 (/*.
A eficiência do módulo fotovoltaico η é a relação entre a potência máxima e a potência da radiação incidente, dada pelo produto entre a área do módulo + e a radiação solar incidente por unidade de superfície &.
η = ,--.×0 , (3.1)
Nas tabelas 3.1 e 3.2 apresentam-se algumas das características eléctricas e mecânicas
do módulo BP 4175T nas condições STC, módulo este considerado nesta dissertação:
Circuito equivalente de uma célula fotovoltaica 23
Tabela 3.1 — Características eléctricas do módulo fotovoltaico BP 4175T [31].
Características eléctricas Unidade Valor P233 Wp 175 I233 A 4,94 V233 V 35,4 I67 A 5,45 V87 V 43,6
Eficiência % 14
Tensão nominal V 24
NOCT % 47
Tabela 3.2 — Características mecânicas do módulo fotovoltaico BP 4175T [31].
Características mecânicas
Número de células em série 72 Número de células em paralelo 1
Tecnologia Monocristalino
3.1.1.b - Circuito equivalente de uma célula fotovoltaica
Na literatura pode-se encontrar diversos modelos que representem uma célula
fotovoltaica. O modelo matemático mais simples de uma célula é o modelo matemático de
“Um Díodo e Três Parâmetros” [17], e pode ser representado através do circuito eléctrico
equivalente da figura 3.1. A fonte de corrente representa a foto-corrente gerada pelo efeito fotovoltaico. A junção P-N está representada por um díodo atravessado por uma
corrente unidireccional 9, semelhante à corrente de um díodo directamente polarizado.
Figura 3.1 – Circuito eléctrico equivalente de uma célula.
Do circuito da figura 3.1 tem-se que a corrente gerada pela célula é dada pela equação 3.2:
= − 9 , (3.2)
24 Conceitos e Modelos de Sistemas de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e Rede de Distribuição
de Baixa Tensão
24
A corrente 9 que se fecha através do díodo de junção P-N é dada pela equação 3.3:
9 = × ;! <=<> − 1? = × ;! @<=A> − 1? , (3.3)
Em que:
– Corrente inversa de saturação do díodo (A); – Tensão aos terminais da célula (V);
* – Factor de idealidade do díodo;
B – Potencial térmico (V): B = /C onde é a constante de Boltzmann = 1,38 × 10EF GHI"!J/ !"#$%, a temperatura da célula em Kelvin 0 =273,16 !"#$%, e C a carga do electrão C = 1,6 × 10ELM HI"H*. Paras as condições de referência: B = 25,7 *.
O factor de idealidade do díodo, descrito na equação 3.4, pode ser calculado recorrendo
apenas aos parâmetros característicos do módulo fornecidos pelo fabricante e apresentados
nas tabelas 3.1 e 3.2:
* = N,--O ENPQON>O.ST ULEV,--O
VJWO X , (3.4)
Nas condições de referência, a corrente de saturação do díodo é dada pela equação 3.5:
= YZQO[ <PQO
=.<>OEL , (3.5)
3.1.1.c - Curva Característica da célula fotovoltaica
A característica eléctrica de uma célula fotovoltaica é geralmente representada pela
curva corrente-tensão (I-V). Esta curva representa o comportamento da corrente que atravessa a célula em função da tensão aos seus terminais, para condições pré-
estabelecidas de temperatura e radiação solar.
A curva característica potência-tensão (P-V) do módulo pode ser determinada pela
simples equação = × . As células solares encontram-se maioritariamente ligadas em série até atingir os níveis de
tensão pretendidos. A curva característica de um módulo fotovoltaico é semelhante à de uma
célula fotovoltaica e encontra-se apresentada na figura 3.2.
Curva Característica da célula fotovoltaica 25
Figura 3.2 – Característica típica I-V e P-V de uma célula solar.
Analisando a curva I-V da figura 3.2 verifica-se que no canto superior esquerdo tem-se
uma tensão nula para uma corrente de curto-circuito . No canto inferior direito, a corrente é zero para uma tensão em circuito-aberto . Na mesma figura, a potência é
máxima no “joelho” da curva P-V . A curva característica de um conjunto de módulos fotovoltaicos ligados em série depende
dos parâmetros que caracterizam os mesmos módulos, da tensão aos seus terminais, da
radiação solar incidente e da temperatura das células [15].
Através da curva característica I-V de uma célula fotovoltaica pode-se obter três
parâmetros importantes que caracterizam o dispositivo:
Tensão em circuito aberto \]^ : tensão aos terminais da célula solar em circuito aberto,
tal como apresentado na figura 3.3.
Figura 3.3 – Condição de circuito aberto.
Corrente de curto-circuito _`^ : corrente fornecida pela célula solar quando os seus terminais estão ligados entre si, sendo portanto o valor máximo da corrente de carga, tal
como apresentado na figura 3.4. A corrente é aproximadamente igual à corrente .
26 Conceitos e Modelos de Sistemas de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e Rede de Distribuição
de Baixa Tensão
26
Figura 3.4 – Condição de curto-circuito.
Ponto de potência máxima abaa : ponto para o qual o produto da corrente pela tensão é máximo. Está associado uma corrente e uma tensão .
A tensão de circuito aberto e a corrente de curto-circuito são, respectivamente, a
tensão e a corrente máximas e possíveis de serem obtidas de uma célula fotovoltaica, mas
em ambos os pontos a potência de saída é nula.
3.1.2 - Efeitos de factores meteorológicos nas características eléctricas
dos módulos fotovoltaicos
O desempenho de um módulo fotovoltaico está directamente condicionado por dois
factores meteorológicos: intensidade da radiação solar e temperatura do módulo, sendo a
potência produzida alterada em função destes dois factores. Neste sentido, será analisada,
como exemplo, a variação da curva característica I-V do módulo fotovoltaico BP 4175T
perante diferentes valores de radiação solar e temperatura.
3.1.2.a - Influência da variação da radiação
A intensidade de corrente que atravessa um módulo fotovoltaico é proporcional à
radiação solar nele incidente, de acordo com a expressão seguinte:
= × 00O , (3.6)
A figura 3.5 apresenta as curvas características I-V do módulo fotovoltaico em estudo para
diferentes valores de radiação &, considerando uma temperatura constante.
Influência da variação da temperatura 27
Figura 3.5 – Curvas características I-V do módulo fotovoltaico BP 4175T sujeito a diferentes radições e uma temperatura constante de 25 oC.
Pela inspecção da figura 3.5, pode-se concluir que com o aumento da radiação solar:
A corrente de curto-circuito varia linearmente;
A tensão de circuito aberto sofre apenas uma ligeira alteração, excepto para
valores de radiação muito baixos, como acontece numa condição de escuridão,
em que a radiação incidente decresce para valores próximos de zero;
A potência de saída e a eficiência aumentam.
3.1.2.b - Influência da variação da temperatura
Neste caso, a corrente gerada pelo módulo fotovoltaico apresenta um ligeiro aumento
caso ocorra um acréscimo da temperatura da célula fotovoltaica. A tensão da célula é
fortemente influenciada pela temperatura, tal como se pode observar na figura 3.6. É nas
situações de baixas temperaturas e com vários módulos ligados em série que deve existir um
especial cuidado porque podem ocorrer tensões elevadas, superiores ao limite técnico dos
dispositivos. No Verão, onde as temperaturas são elevadas, a potência do módulo pode sofrer
uma redução de 35 % em relação ao seu valor sob as condições de referência, devendo existir
uma adequada ventilação dos módulos de forma a dissipar o excesso de calor.
28 Conceitos e Modelos de Sistemas de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e Rede de Distribuição
de Baixa Tensão
28
Figura 3.6 – Curvas características I-V do módulo fotovoltaico BP 4175T para diferentes temperaturas e uma radiação constante de 1000 W/m2.
No caso de ocorrer um aumento da temperatura, tal como é visível na figura 3.6, no
módulo em estudo:
A tensão de circuito aberto diminui;
A corrente de curto-circuito aumenta ligeiramente;
A potência de saída reduz-se.
A corrente inversa de saturação é função da temperatura segundo a equação 3.7:
= × c BBOd × ! ε=´U f<>OE f<>X , (3.7)
Em que:
ε - Hiato de silício: ε = 1,12 !; *´ - factor de idealidade equivalente: *´ = */gh em que gh é o número de
células ligadas em série. Para o módulo em estudo: *´ = 134,61/72 = 1,87.
A partir das equações 3.2 a 3.7, apresentar-se a equação 3.8 que permite calcular a
corrente gerada por um módulo fotovoltaico, em função dos parâmetros fornecidos pelos
fabricantes, da queda de tensão aos seus terminais e da temperatura e radiação incidente no
módulo.
= − × ;! <=<> − 1? = × 00O − j × c BBOdF ! ε=´U f<>OE @k>Xl × ;! @<=A> − 1? , (3.8)
Inversor 29
Finalmente, depois de obtida a corrente gerada por um módulo fotovoltaico, a sua
multiplicação pelo número de ramos que constituem o painel fotovoltaico, permite obter a
corrente gerada por um painel fotovoltaico.
3.1.3 - Inversor
As instalações de microprodução são, geralmente, ligadas à rede através de inversores
que são controlados como fontes de corrente, injectando toda a potência disponibilizada pela
fonte de energia [7], tal como referido anteriormente. O sistema de conversão é considerado
como monofásico sendo o esquema de controlo apresentado na figura 3.7. Na literatura
podem-se encontrar arquitecturas avançadas de controlo do inversor, mas o modelo
seleccionado para este trabalho tem como vantagem a sua simplicidade.
Figura 3.7 – Sistema de controlo do inversor de um painel solar fotovoltaico.
Segundo o sistema de controlo apresentado na figura 3.7, os inversores para ligação à
rede de unidades de microgeração do tipo fotovoltaico são controlados como fontes de
corrente. As componentes normalizadas da corrente $mn e $o[mn, respectivamente em fase e
em quadratura com a tensão terminal do inversor, são determinadas mediante a utilização de
algoritmos de condicionamento de sinal apropriados. A amplitude da componente activa da
corrente $mn é utilizada para determinar a potência activa injectada na rede de modo a
controlar a tensão no barramento CC, mantendo-a no valor de referência definido, ou seja, a
variação da potência produzida no painel solar induz variações de tensão no barramento de
CC que são acomodadas pela resposta do controlador PI-1. De forma semelhante, a amplitude
da componente reactiva da corrente $o[mn é utilizada de forma a permitir o controlo da
potência reactiva injectada pelo inversor, através da actuação do controlar PI-2, sensível ao
erro observado na potência reactiva de saída do inversor relativamente ao valor de
referência. Neste caso, o valor de referência é zero, uma vez que se assume que os sistemas
fotovoltaicos funcionam com factor de potência unitário [9], [27].
30 Conceitos e Modelos de Sistemas de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e Rede de Distribuição
de Baixa Tensão
30
3.2 - Estratégia para controlo da tensão nodal com sistema de armazenamento
Tal como referido anteriormente, a estratégia mais simples a adoptar para o controlo de
tensão deve basear-se em informação local, isto é, informação obtida no ponto de ligação do
sistema de microgeração à rede. Caso se verifique que a tensão na rede, aos terminais do
inversor, ultrapassa os valores permitidos, o controlo actuará ao nível do sistema de
microgeração solar fotovoltaico, mediante a redução da potência activa injectada na rede.
Tendo como objectivo uma redução da potência injectada pelo gerador na rede, e no
caso de existir um sistema de armazenamento, deverá actuar um controlo que calcule a
máxima potência activa que pode ser injectada na rede, sem violar os perfis de tensão. A
restante potência activa é acomodada pelo sistema de armazenamento utilizando baterias,
podendo ser injectada na rede posteriormente.
A potência máxima a injectar na rede é determinada com base na seguinte expressão [4]:
pár = µ0 − s − t , (3.9)
Onde:
pár é a potência máxima injectada na rede por cada unidade de microgeração;
µ0 é a potência que efectivamente pode ser injectada na rede por cada unidade
de microgeração;
s é o ganho proporcional do sistema de controlo;
é a tensão terminal da unidade de microgeração;
t é o valor limite de tensão em cada nó da rede (1.1 p.u.).
Naturalmente, esta regra de controlo só actuará quando a tensão terminal do sistema
fotovoltaico ultrapassar o limite regulamentar, ou seja, quando > t. Neste caso, a potência activa a injectar na rede pelo sistema solar fotovoltaico vai sendo reduzida até que
o limite máximo da tensão deixe de ser ultrapassado (1.1 p.u.). Quando < t, o sistema de
controlo não é activado e a potência injectada na rede corresponde à potência máxima
gerada pelo sistema de microgeração solar fotovoltaico para as condições de radiação e
temperatura verificadas no plano do painel.
Trata-se de um sistema de controlo local e autónomo, que consiste em medir a tensão aos
terminais do inversor, comparar o valor medido com um valor desejado (sinal de referência
ou set-point) e determinar o valor máximo da potência a injectar de modo a regular a tensão
aos terminais do inversor para o valor de referência através de um controlador PI, tal como
apresentado na figura 3.8.
Algoritmos de MPPT 31
Figura 3.8 – Diagrama de blocos das malhas proporcional e integral do controlo local de tensão com sistema de armazenamento.
Através da acção de controlo proporcional a saída do controlador PI cresce de forma
proporcional ao erro entre o valor medido da tensão e o valor de referência, não sendo
possível anular o erro em regime permanente.
O objectivo da acção do ganho integral é complementar a acção do ganho proporcional,
permitindo anular o erro em regime permanente. A malha de controlo integral irá forçar a
redução da potência activa, de modo que a tensão seja limitada ao valor regulamentar de
referência.
3.3 - Algoritmos de MPPT
Tal como referido anteriormente, de modo a procurar aumentar a eficiência dos sistemas
solares fotovoltaicos é utilizado um sistema de controlo responsável por assegurar o seu
funcionamento no ponto correspondente à máxima extracção de potência, designado na
literatura anglo-saxónica por Maximum Power Point (MPP).
Geralmente, há apenas um ponto na curva I-V ou P-V, para o qual o sistema fotovoltaico
opera com a máxima eficiência produzindo a potência máxima em função das condições de
radiação e temperatura verificadas na superfície do painel, tal como se pode observar na
figura 3.9 a título ilustrativo para o caso de uma célula fotovoltaica. A localização do MPP
não é conhecida, mas pode ser determinada recorrendo a modelos de cálculo ou por
algoritmos de pesquisa. A utilização deste tipo de algoritmos permite aumentos da potência
gerada de 20 a 30 % [32].
32 Conceitos e Modelos de Sistemas de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e Rede de Distribuição
de Baixa Tensão
32
Figura 3.9 – Curva característica I-V e P-V de uma célula fotovoltaica.
A procura do MPP do painel para as condições ambientais determina o sucesso do sistema
fotovoltaico. O controlo MPPT é desafiador porque as condições ambientais que determinam
a quantidade de energia produzida pelo painel mudam constantemente, e a característica I-
V dos painéis solares é fortemente não linear.
Diversos métodos MPPT têm sido desenvolvidos e implementados, de tal forma que a
escolha do método mais apropriado não é uma tarefa fácil. Os métodos variam em
complexidade de implementação, número de parâmetros, número de sensores exigidos,
velocidade de convergência e custo [33].
Na literatura pode-se encontrar vários métodos para sistemas de MPPT desenvolvidos nos
últimos anos, contudo as técnicas mais utilizadas nos sistemas fotovoltaicos de baixo custo
são [33]:
Perturbação e Observação;
Condutância Incremental;
Tensão Constante.
Nas secções seguintes é apresentada uma breve descrição destes métodos.
3.3.1 - Perturbação e Observação
O método Perturbação e Observação (P&O) é uma técnica largamente utilizada nos
sistemas fotovoltaicos comercializados devido à sua fácil implementação. Envolve uma
perturbação na tensão de operação do painel fotovoltaico e a verificação da potência daí
resultante. Por exemplo, ao incrementar a tensão, poderão ocorrer dois casos: A potência
aumenta (figura 3.10 - b) ou a potência diminui (figura 3.10 - d) [37]. Se há um aumento na
potência, a próxima perturbação na tensão deve ser no mesmo sentido para chegar ao MPP,
mas se há uma diminuição da potência, a perturbação deve ser no sentido contrário.
Perturbação e Observação 33
Figura 3.10 – Possíveis casos para o Método Perturbação e Observação.
Na figura 3.11 apresenta-se o fluxograma do algoritmo de controlo associado à técnica
P&O.
Figura 3.11 – Fluxograma da técnica Perturbação e Observação.
34 Conceitos e Modelos de Sistemas de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e Rede de Distribuição
de Baixa Tensão
34
Tal como se pode observar na figura 3.11, a implementação do algoritmo envolve a
definição do intervalo de tensão e corrente, correspondentes à gama de operação do sistema
e também a amplitude da perturbação ∆ pela qual a tensão de referência é alterada [35]. Em regime estacionário, o ponto de funcionamento do sistema fotovoltaico oscila em torno
do MPP, originando uma pequena perda de potência disponível [36]. Algumas soluções vêm
sendo propostas para reduzir o número e amplitude das oscilações em torno do MPP em
regime estacionário, mas tendem a reduzir a resposta do algoritmo face a mudanças de
condições atmosféricas, além de reduzirem a eficiência do algoritmo em dias nublados. A
oscilação pode ser minimizada reduzindo o tamanho da perturbação. Se a perturbação for
grande a tensão correspondente ao ponto MPP será encontrada de forma mais rápida mas
também mais instável. Por outro lado, se a perturbação for pequena, o processo da procura
do MPP será lento mas com pequenas oscilações perto do MPP. A solução para este problema
seria ter uma perturbação variável que vai diminuindo de tamanho à medida que se aproxima
do MPP.
3.3.2 - Condutância Incremental
No método Condutância Incremental (CI), o declive da característica P-V é usado para
definir a direcção da perturbação. O declive w/w é zero no ponto MPP, positivo à esquerda do MPP e negativo à direita, tal como apresentado na figura 3.12. Desta forma, o algoritmo
ajusta a tensão do painel fotovoltaico, passo a passo, até w/w ser próximo de zero, onde é
alcançado o MPP.
Figura 3.12 – Curva da condutância da característica P-V.
A derivada da potência em ordem à tensão pode ser escrita como [35]:
xxN = xYNxN = + xNxN + xYxN = + xYxN , (3.10)
Sendo , e a potência, tensão e corrente de saída do módulo fotovoltaico
respectivamente.
Dividindo cada membro da equação 3.10 por tem-se:
LN xxN = YN + xYxN , (3.11)
Tensão Constante 35
A soma da condutância incremental e instantânea / + w/w tem o mesmo sinal que o
declive porque a tensão é sempre positiva.
O objectivo deste algoritmo é encontrar a tensão correspondente ao ponto de operação
para o qual a condutância incremental iguala a condutância instantânea. Quando o MPP é
encontrado, a operação do painel fotovoltaico é mantida nesse ponto até que uma variação
na corrente do módulo seja verificada. Nesse caso, o algoritmo aumenta ou diminui a tensão
do módulo fotovoltaico de modo a encontrar o novo MPP.
Nesta técnica, à semelhança da técnica P&O, deve ser definido o intervalo de tensão e a
amplitude da perturbação. A amplitude da perturbação determina a rapidez com que o MPP é
encontrado. Uma convergência rápida pode ser alcançada com uma perturbação grande, mas
o sistema não irá operar exactamente no MPP e oscilará perto deste. Este método apresenta
uma boa performance para mudanças rápidas das condições atmosféricas [38].
3.3.3 - Tensão Constante
O método da Tensão Constante (TC) é o método mais simples de controlo do sistema de
MPPT. O método baseia-se numa relação linear e independente de condições externas como a
radiação e temperatura, entre os parâmetros e do módulo fotovoltaico:
≈ zL| , (3.12)
onde zL é uma constante de proporcionalidade chamado de factor de tensão e depende
das características do painel fotovoltaico utilizado e é geralmente calculado por meios
empíricos, encontrando-se no intervalo entre 0,71 a 0,78 [37].
Desde que zL seja conhecido, pode ser calculado (equação 3.12) com medido
periodicamente desligando instantaneamente o conversor de potência, com a desvantagem
da perda de potência momentânea. A equação 3.12 é uma aproximação, levando a que o
painel fotovoltaico tecnicamente nunca opere no MPP.
Esta não é uma verdadeira técnica de MPPT, não levando em consideração os efeitos da
variação da temperatura e da radiação, no entanto é um método muito barato e fácil de
implementar.
3.3.4 - Escolha do algoritmo de MPPT
Tal como referido anteriormente, a escolha da técnica a utilizar numa dada aplicação
pode-se tornar uma tarefa complexa, pelo que devem ser analisados vários aspectos a saber:
questões da implementação, número de sensores e parâmetros, velocidade de convergência e
custo. A implementação do algoritmo afecta a decisão, dependendo se é preferível a
utilização de circuitos analógicos ou digitais, sendo que na maioria dos casos a utilização de
implementação analógica é mais barata do que a digital. O número de sensores também deve
ser estudado. Geralmente, é mais fiável medir tensão do que corrente, e os sensores de
corrente são caros e volumosos. Então, a decisão mais comum passa por utilizar métodos que
recorrem apenas a um sensor ou que estimam a corrente a partir da tensão.
36 Conceitos e Modelos de Sistemas de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e Rede de Distribuição
de Baixa Tensão
36
Tabela 3.3 — Principais características das técnicas de MPPT [37].
Técnica MPPT Dependente do Painel
Fotovoltaico Analógico ou Digital
Complexidade de Implementação
Parâmetros Medidos
P&O Não Ambos Baixa Tensão, Corrente
CI Não Digital Média Tensão, Corrente
TC Sim Ambos Baixa Tensão
Em [38] é feita uma analise de dez diferentes técnicas de MPPT para condições
atmosféricas diferentes, baseada na quantidade de energia produzida. Neste estudo, o
método de TC é o que apresenta o pior resultado. Por outro lado, os algoritmos P&O e CI
apresentam a melhor eficiência das técnicas analisadas.
Da literatura [37] verifica-se que não existe uma técnica MPPT que seja óptima em todas
as características analisadas. O método CI apresenta a vantagem de ser mais rápido no
processo MPPT que o método P&O. No entanto, tem a desvantagem de a saída poder ser
instável devido ao uso do algoritmo da derivada.
Em sistemas fotovoltaicos utilizados em áreas residenciais, onde o objectivo é minimizar
o tempo de retorno do investimento, é essencial que o método encontre o MPP de forma
rápida e constante. Os métodos utilizados poderão ser: IC e P&O. Neste trabalho, utiliza-se a
técnica P&O na procura do MPP para o painel fotovoltaico. A escolha deve-se principalmente
devido à baixa complexidade de implementação do método e aos bons resultados
apresentados pelo mesmo. É o método MPPT mais utilizado em sistemas fotovoltaicos devido
à sua estrutura simples e reduzido número de parâmetros que é necessário medir [16],[39].
Na secção seguinte são descritos os modelos implementados em ambiente
Matlab/Simulink.
3.4 - Implementação de uma rede de baixa tensão com microgeração do tipo solar fotovoltaico em ambiente Maltab/Simulink
Nas secções 3.1 e 3.2 foram apresentados os princípios de ligação de unidades de
microgeração do tipo solar fotovoltaico à rede de BT, e da respectiva estratégia de controlo
local de tensão. Nesta secção é apresentada a modelização do sistema de microgeração do
tipo solar fotovoltaico em ambiente Matlab/Simulink.
3.4.1 - Sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico
Como referido anteriormente, um sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico é
composto por um conjunto de componentes. Na figura 3.13 apresenta-se um sistema de
microgeração do tipo solar fotovoltaico implementado em ambiente Matlab/Simulink,
constituído pelo painel solar e inversor, tendo como entrada as condições meteorológicas de
Signal Builder 37
temperatura e de radiação. O algoritmo de controlo do sistema de MPPT, responsável por
colocar o painel no ponto de funcionamento correspondente à extracção da potência máxima,
como referido anteriormente, encontra-se inserido no bloco Painel.
Figura 3.13 – Sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico em ambiente Matlab/Simulink.
Em que:
Temperatura – temperatura incidente no painel fotovoltaico. Neste trabalho, a
temperatura assume um valor constante de 298,16 Kelvin;
Radiação – radiação incidente no painel fotovoltaico. Utiliza-se o bloco Signal
Builder do Simulink (/*; Painel – simula o gerador fotovoltaico. Engloba o bloco Stateflow Chart,
responsável por encontrar o MPP, através do método P&O, descrito na secção
3.3.1;
Inversor – engloba o modelo do conversor CC/CA e do correspondente barramento
CC.
3.4.1.a - Signal Builder
Este bloco fornece um sinal numérico contínuo, tal como apresentado na figura 3.14, de
modo a simular a radiação incidente no painel fotovoltaico, necessária para o bloco do Painel
calcular a potência produzida. Através da alteração das coordenadas é possível criar um
regime de radiação, o qual é fornecido como entrada ao bloco Painel, onde existe um ganho
de valor 1000 para que a radiação esteja compreendida no intervalo [0;1000]. Os valores são
meramente exemplificativos.
38 Conceitos e Modelos de Sistemas de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e Rede de Distribuição
de Baixa Tensão
38
Figura 3.14 – Signal Builder – Radiação solar incidente no painel.
3.4.1.b - Painel
O bloco Painel tem como entradas a temperatura e a radiação, e como saída a potência
máxima gerada , no caso de não ser necessário proceder à limitação da potência de saída
do sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico. Este bloco engloba o modelo
responsável por colocar o painel a funcionar no MPP, ponto este que permite extrair a
potência máxima do painel. A técnica MPPT é realizada pelo bloco da figura 3.15 e, tal como
referido anteriormente, recorre à técnica P&O cujo diagrama se encontra ilustrado na figura
3.11.
Figura 3.15 – Bloco representativo da técnica MPPT.
Dentro do bloco Painel pode-se alterar o número de módulos fotovoltaicos em série e
paralelo, que constituem o painel fotovoltaico.
Neste trabalho de dissertação foi utilizado o painel solar BP 4175T com uma potência
nominal de 3,5 kW e 2,1 kW. A tabela 3.4 ilustra os valores máximos da potência e da
corrente gerada pelo painel com uma potência nominal de 3,5 kW, constituído por 2 ramos
com 10 módulos fotovoltaicos em série em cada ramo, totalizando 20 módulos, para cada
valor de radiação incidente no sistema, bem como a tensão aos terminais do painel.
Inversor e barramento de CC 39
Tabela 3.4 — Potência máxima em função da radiação solar incidente.
Radiação (W/m2) 1000 800 600 400 300 200
Corrente (A) 10 7,94 5,96 3,92 2,94 1,96
Tensão MPP (V) 350 345 335 325 315 300
Potência painel MPP (W) 3500 2739 1997 1274 926 588
Na figura 3.16 é apresentado o interior do bloco Painel. No lado esquerdo da figura
encontra-se a informação de entrada do sistema (radiação e temperatura incidentes). Do lado
superior direito pode ver-se o barramento CC aos terminais do painel representado através do
condensador, onde é medida a tensão aos terminais do painel solar. Já no lado inferior
direito está o controlo de tensão que consiste num controlador PI que permite manter a
tensão no barramento de CC no valor de referência correspondente à saída do sistema de
MPPT.
Figura 3.16 – Interior do bloco Painel.
3.4.1.c - Inversor e barramento de CC
Como referido anteriormente, é necessário um interface baseado em conversores
electrónicos de potência (CC/CA) para ligar o sistema de microgeração do tipo solar
fotovoltaico à rede. Este inversor ao operar em sincronismo com a rede tem como função
converter a potência extraída do painel solar de corrente contínua para corrente alternada,
sendo esta, posteriormente, injectada na rede [27].
O barramento de CC e o inversor funcionam de forma coordenada com o objectivo de
manter a tensão no barramento de CC num valor de referência. A figura 3.17 ilustra a
representação do inversor em Matlab/Simulink.
40 Conceitos e Modelos de Sistemas de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e Rede de Distribuição
de Baixa Tensão
40
a)
b)
Figura 3.17 – a) Bloco representativo do inversor, b) Interior do bloco inversor.
Aplicando a lei dos nós, a divisão de correntes no barramento de CC é dada pela equação
3.13:
$ = $s − $~ , (3.13)
onde $ é a corrente do condensador do barramento de CC, $s é a corrente produzida pelo painel fotovoltaico e $~ a corrente entregue ao inversor.
A implementação da divisão de correntes dada pela equação 3.13 pode ser vista na figura
3.18.
Figura 3.18 – Correntes no condensador do barramento CC.
Na figura 3.19 apresenta-se o interior do bloco Control utilizado para representar o
comportamento em regime dinâmico do inversor.
Rede de baixa tensão 41
Figura 3.19 – Conteúdo do bloco Control.
Na figura 3.19 pode-se observar o condensador do barramento de CC representado pelo
bloco DC-link Capacitor.
3.4.2 - Rede de baixa tensão
A rede de baixa tensão modelizada engloba as linhas (canalizações) de BT, os
barramentos, as cargas e as unidades de microgeração do tipo solar fotovoltaico. A
alimentação das cargas é garantida pelo posto de transformação correspondente.
3.4.3 - Canalizações
As canalizações da rede de BT, sendo trifásicas com neutro, foram modelizadas através
de elementos do tipo RL paralelo. A escolha deste modelo em detrimento de outros modelos,
como o modelo RL série, prende-se com aspectos de simulação. Para ser possível usar este
modelo foi necessário obter uma relação entre ambas as representações, considerando que
em regime permanente terá de existir igualdade de impedâncias em qualquer um dos casos
[4]:
+ " = , (3.14)
Onde:
: representa a resistência da linha no modelo RL série;
: representa a indutância da linha no modelo RL série;
’: representa a resistência da linha no modelo RL paralelo;
’: representa a indutância da linha no modelo RL paralelo;
: é a frequência angular.
42 Conceitos e Modelos de Sistemas de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e Rede de Distribuição
de Baixa Tensão
42
Obtendo-se:
= , (3.15)
= , (3.16)
A figura 3.20 ilustra o modelo das linhas e respectivas impedâncias, implementado em
Matlab/Simulink.
a) b)
Figura 3.20 – a) Modelo de uma linha em ambiente Matlab/Simulink, b) Impedâncias de fase e neutro da linha.
3.4.4 - Cargas
Os modelos usados para as cargas monofásicas consistiram num simples ramo RL série,
com impedância constante, tal como apresentado na figura 3.21.
Figura 3.21 – Modelo da carga monofásica em ambiente Matlab/Simulink.
Rede de distribuição pública 43
3.4.5 - Rede de distribuição pública
A rede de distribuição a montante do quadro geral de baixa tensão do posto de
transformação foi representada como uma fonte de potência infinita fornecendo um sistema
trifásico de tensões com neutro acessível, tal como ilustrado na figura 3.22.
Figura 3.22 – Modelo da rede de serviço público em ambiente Matlab/Simulink.
3.4.6 - Sistema para controlo da tensão nodal com sistema de
armazenamento
O bloco de controlo da tensão nodal em função da potência activa injectada na rede
implementado em ambiente Matlab/Simulink é apresentado na figura 3.23:
44 Conceitos e Modelos de Sistemas de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e Rede de Distribuição
de Baixa Tensão
44
a)
b) Figura 3.23 – a) Bloco representativo do controlo de tensão, b) Conteúdo do bloco controlo de tensão.
Na figura 3.23 é possível verificar as malhas do controlo proporcional e do controlo
integral usadas para o funcionamento do controlo local, onde:
s é o ganho proporcional; ~ é o controlo integral; t é o valor de referência da tensão; o[x[ e p0 são as variáveis de controlo do controlador.
Pela figura 3.23 - a) verifica-se que a tensão nodal e a potência produzida pelo sistema de
microgeração são as entradas do sistema, e a saída é a potência máxima que o sistema de
microgeração pode injectar na rede de modo a que a tensão nodal não ultrapasse o valor
máximo de 1.1 p.u.. É possível ver ainda um bloco que representa um degrau e um outro
definido como relay. O primeiro foi utilizado para não considerar a influência dos transitórios
nos momentos iniciais da simulação. O segundo, e uma vez que o integrador tem memória,
irá servir para controlar a actuação do controlador integral limpando a sua memória e
limitando as suas condições iniciais.
Conclusões 45
3.4.7 - Conclusões
Sendo o principal objectivo desta dissertação o controlo da potência activa injectada na
rede por um sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico, torna-se necessário
desenvolver um modelo que descreva o comportamento do sistema, possível de ser simulado
em regime dinâmico. O sistema engloba o estudo do painel fotovoltaico, constituído por um
grupo de módulos que, por sua vez envolve um conjunto de células solares e o estudo do
inversor. Em relação à implementação do modelo correspondente ao painel solar em
ambiente Matlab/Simulink, é de referir que este envolveu também a implementação do
algoritmo correspondente ao sistema de MPPT. O inversor foi representado através das suas
funcionalidades de controlo. Com base nestes modelos foram implementadas as
funcionalidades de controlo da tensão local através do controlo activo da potência injectada
na rede.
A compreensão do funcionamento de um sistema de microgeração do tipo solar
fotovoltaico através da simulação dos modelos correspondentes ao painel juntamente com o
sistema de MPPT e a interface electrónica de potência com a rede é essencial para o
desenvolvimento das estratégias de controlo activo da potência injectada propostas no
capítulo seguinte.
46 Conceitos e Modelos de Sistemas de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e Rede de Distribuição
de Baixa Tensão
46
47
Capítulo 4
Funcionalidades de Controlo de Potência Activa em Sistemas de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico
No sentido de desenvolver sistemas de controlo de tensão a implementar ao nível das
redes de BT, permitindo uma integração de unidades de microgeração em larga escala, pode-
se salientar as estratégias de controlo coordenadas e as estratégias de controlo locais.
O facto de as redes de BT serem de difícil caracterização, leva a que as estratégias de
controlo locais venham a ser adoptadas em detrimento das estratégias de controlo
coordenado, apesar de não se apresentarem como uma solução optimizada, pois só usam
informação local. De facto, dotar os inversores de capacidade de controlo autónomo da
potência injectada na rede potencia o aumento da integração de microgeração de forma
imediata, sem necessidade de instalação de equipamento adicional. No entanto, as
funcionalidades de controlo apresentadas neste capítulo permitirão ao inversor ajustar a
potência activa a injectar na rede em resposta a ordens de comando (set-points), enviados
por uma unidade de controlo central ou de forma autónoma, em função do comportamento
da tensão terminal.
No capítulo anterior explorou-se os modelos dinâmicos adoptados para o painel solar e
para as interfaces de electrónica de potência usadas na plataforma de simulação. Neste
capítulo são apresentadas duas estratégias de controlo activo da potência injectada pelos
sistemas de microgeração do tipo solar fotovoltaicos de modo a manter o perfil de tensão
dentro de valores regulamentares.
4.1 - Controlo da potência activa injectada na rede
De seguida são apresentadas duas estratégias de controlo que permitem dotar os sistemas
de microgeração do tipo solar fotovoltaico de capacidade de controlo da potência activa
48 Funcionalidades de Controlo de Potência Activa em Sistemas de Microgeração do Tipo Solar
Fotovoltaico
48
injectada na rede com vista à manutenção de perfis adequados de tensão na rede de
distribuição de BT, tal como referido anteriormente.
4.1.1 - Controlo da potência gerada por alteração no ponto de funcionamento do gerador fotovoltaico
Em condições normais de funcionamento, o painel fotovoltaico encontra-se num ponto de
funcionamento correspondente ao MPP, situado no joelho da curva de potência P-V, sendo o
método P&O a técnica utilizada para o encontrar, tal como referido anteriormente. Sempre
que é necessário limitar a potência injectada na rede pelo facto da tensão ser superior a 1.1
p.u., a perturbação da tensão é forçada a actuar em sentido contrário ao verificado no
algoritmo de MPPT. Assim, ao contrário do funcionamento normal do método P&O, se em
resultado de uma perturbação na tensão há um aumento na potência, a próxima perturbação
deverá ser no sentido contrário. Se há uma diminuição da potência, a perturbação deve ser
no mesmo sentido.
Na figura 4.1, pode-se ver a curva de potência de um sistema de microgeração do tipo
solar fotovoltaico com limitação de potência e indicação do novo ponto de funcionamento em
resultado dessa mesma limitação. Assim, se a tensão apresentar um valor superior a 1.1 p.u.,
o ponto de funcionamento do painel não acompanhará a subida da curva de potência, mas
ficará no ponto assinalado na mesma figura, que corresponde à intersecção da curva de
potência do sistema fotovoltaico, com a recta correspondente à potência activa máxima a
injectar na rede, para a qual o perfil de tensão se mantém abaixo do limite máximo.
Figura 4.1 – Curva de potência com ponto de funcionamento permitido do gerador fotovoltaico.
O sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico recebe informação acerca da tensão
nodal medida no ponto da rede onde se encontra ligado. Se a tensão ultrapassar o limite
estabelecido previamente (1.1 p.u.), o sistema não pode funcionar no ponto de potência
máxima, devendo com isto haver uma limitação da potência activa produzida e,
consequentemente, injectada na rede.
Neste trabalho considerou-se que a carga ligada à rede eléctrica bem como a
temperatura se mantêm constantes. Desta forma, havendo um aumento da radiação solar
incidente, a potência activa gerada irá aumentar e, consequentemente, a potência activa
Potência
Tensão
Curva de Potência
Potência máxima injectada
Ponto de máxima potência
Controlo da potência gerada por alteração no ponto de funcionamento do gerador fotovoltaico 49
injectada na rede, no caso de não ser necessário proceder ao controlo da tensão. Caso
contrário, a funcionalidade de controlo desenvolvida neste trabalho irá reverter o sentido da
técnica MPPT, como referido anteriormente, isto é, medida a tensão nodal, se houver uma
violação do perfil de tensão, o algoritmo MPPT irá variar a perturbação da tensão no sentido
da diminuição da potência. A potência gerada pelo painel solar ficará limitada até que a
radiação solar diminua.
Como ilustrado na curva I-V da figura 4.2, uma redução da potência gerada pelo painel
fotovoltaico, implica uma redução na tensão aos terminais do mesmo.
Figura 4.2 – Curva de corrente e novo ponto de operação do gerador fotovoltaico.
O algoritmo de controlo é apresentado através do fluxograma visualizado na figura 4.3.
Figura 4.3 – Fluxograma do algoritmo de controlo de tensão por alteração no ponto de funcionamento.
Corrente
Tensão
Curva de Corrente
Ponto de máxima potência
Novo ponto de operação
50 Funcionalidades de Controlo de Potência Activa em Sistemas de Microgeração do Tipo Solar
Fotovoltaico
50
4.1.2 - Controlo por armazenamento de potência excedente em baterias
No segundo método de controlo de potência activa proposto, o sistema de microgeração
do tipo solar fotovoltaico recebe um set-point por parte do MGCC ou reage de forma
autónoma em função da tensão na rede através do sistema para controlo da tensão nodal com
sistema de armazenamento, apresentado na secção 3.2. Em ambos os casos é indicada a
potência máxima que pode ser injectada na rede, sendo a diferença entre a potência gerada
e a potência injectada armazenada em baterias ligadas ao barramento CC do inversor. Neste
caso, o sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico tem a vantagem de funcionar
sempre no ponto MPP em resultado da actuação do sistema de MPPT, sendo a energia
armazenada nas baterias entregue à rede quando as condições em termos de perfil de tensão
o permitem.
Na figura 4.4 encontra-se representado o esquema do sistema utilizado para
implementação desta funcionalidade de controlo.
Figura 4.4 – Sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico com inserção de baterias.
Pela figura 4.4 pode-se verificar que em relação ao sistema de microgeração do tipo solar
fotovoltaico para ligação à rede, além da inserção das baterias, também é necessário um
conversor DC/DC, mais propriamente um regulador de carga das baterias, cujas funções
foram referidas anteriormente.
Neste método de controlo, é imperativo arquitectar dois modos de funcionamento para o
controlo em estudo:
Fase de carga – não sendo possível injectar na rede toda a potência produzida
pelo painel fotovoltaico, parte dessa potência é armazenada localmente em
baterias;
Fase de descarga – havendo condições técnicas, analisadas na secção 3.2, as
baterias procedem à sua descarga, sendo injectada a respectiva potência de
descarga juntamente com a potência gerada pelo painel.
Fase de carga 51
4.1.2.a - Fase de carga
A potência que não pode ser entregue à rede eléctrica pública de BT é utilizada para
carregar as baterias, colocadas em paralelo com o barramento de CC. A potência enviada
para as baterias é dada pela equação 4.1:
mn = N − pmr , (4.1)
Onde mn é a potência desviada para as baterias, N a potência gerada pelo painel fotovoltaico e pmr a potência activa máxima dada pelo “Sistema para controlo da tensão
nodal com sistema de armazenamento”. A figura 4.5 mostra o trânsito de potências no
barramento de CC durante a fase de carga das baterias.
Figura 4.5 – Trânsito de potências no barramento CC na fase de carga das baterias.
Pode-se concluir que a potência activa injectada na rede deve ser igual ao valor do set-
point recebido e é dada pela equação 4.2:
~ = pmr = N − mn , (4.2)
onde ~ é a potência enviada para o lado DC do inversor, e que será entregue à rede. Na figura 4.6 mostra-se o diagrama de blocos da estratégia desenvolvida para a fase de carga das
baterias.
Figura 4.6 – Estratégia de cálculo da potência de carga das baterias.
52 Funcionalidades de Controlo de Potência Activa em Sistemas de Microgeração do Tipo Solar
Fotovoltaico
52
O controlador PI utilizado calcula um erro que resulta da diferença entre a potência
gerada pelo painel e a potência máxima permitida para injecção na rede, dada pela equação
4.1. Este erro ∆ é multiplicado por uma constante para obter a parcela referente ao ganho proporcional e paralelamente o erro é multiplicado por uma constante ~ e integrado, para obter a parcela integral. Estas duas parcelas são somadas para obter o valor de
comando, aqui designado por mn. É ainda calculado o valor da energia acumulada nas
baterias, através do simples integral da potência enviada para as mesmas ao longo do tempo.
4.1.2.b - Fase de descarga
A fase de descarga do “Controlo por armazenamento de potência excedente em baterias”
revela-se algo mais complexa que a fase de carga e a energia acumulada pelas baterias é
injectada para a rede. Para que ocorra a descarga é necessário que duas condições se
verifiquem:
A tensão nodal à qual o sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico se
encontre ligado apresente um valor aceitável;
As baterias tenham energia acumulada.
Na figura 4.7 mostra-se o trânsito de potências no barramento de CC na fase de descarga
das baterias.
Figura 4.7 – Trânsito de potências no barramento CC na fase de descarga das baterias.
Como se pode observar na figura 4.7, a potência entregue à rede resulta da soma da
potência gerada pelo painel fotovoltaico com a potência fornecida pelo conjunto das baterias x[. Tem-se então:
~ = N + x[ ≤ pmr , (4.3)
Implementação das funcionalidades de controlo em ambiente Matlab/Simulink 53
Se as baterias dispuserem energia armazenada, estas apenas podem proceder à respectiva
descarga se houver condições a nível das tensões da rede, sendo de frisar que haverá uma
potência adicional além da potência efectivamente produzida pelo painel fotovoltaico.
4.2 - Implementação das funcionalidades de controlo em ambiente Matlab/Simulink
Na secção anterior foram explorados os fundamentos das estratégias para controlo da
potência activa, enquadradas no principal propósito deste trabalho. Já nesta secção é
apresentado a implementação das referidas estratégias em ambiente Matlab/Simulink.
4.2.1 - Controlo por alteração no ponto de funcionamento do gerador fotovoltaico
Este algoritmo de controlo está integrado no bloco Painel. Como se pode ver na figura
4.8. Em comparação com o bloco responsável por encontrar o MPP, explorada em 3.4.1.b), é
adicionada a tensão da rede como entrada ao bloco Chart, através de um bloco From. Desta
forma, o ponto de funcionamento do sistema está dependente da tensão medida aos
terminais do inversor do lado da rede do sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico.
Figura 4.8 – Bloco representativo do controlo de tensão.
Na figura 4.9 pode-se ver as alterações efectuadas ao bloco Painel que inicialmente
permitiria extrair a máxima potência do sistema de microgeração solar fotovoltaico.
54 Funcionalidades de Controlo de Potência Activa em Sistemas de Microgeração do Tipo Solar
Fotovoltaico
54
Figura 4.9 – Interior do bloco Painel com controlo por alteração no ponto de funcionamento do gerador fotovoltaico.
Assim o bloco Painel tem como entradas a radiação solar e a temperatura incidentes e
como saída a potência gerada pelo sistema de microgeração entregue ao inversor n ≤, para o caso da tensão medida aos terminais do sistema de microgeração do tipo solar
fotovoltaico ser superior a 1.1 p.u.. O bloco Chart irá indicar a tensão aos terminais do
painel, que tal como explicado anteriormente, perante uma possível redução da tensão no
painel ocorrerá uma redução da potência gerada e consequentemente da potência injectada
na rede com efeito ao nível da redução do valor da tensão na rede.
4.2.2 - Controlo por armazenamento de potência excedente em baterias
A base do controlo desenvolvido para a implementação por armazenamento de potência
excedente em baterias encontra-se no interior do bloco Painel. Como referido anteriormente,
a potência activa produzida será sempre a máxima possível pelo painel fotovoltaico, sem
qualquer restrição de controlo. O controlo irá incidir na gestão da potência activa que, se não
puder ser injectada na rede, será desviada para as baterias, não implicando um corte na
mesma. Na figura 4.10 apresenta-se as funcionalidades implementadas para o controlo
referido, dentro do bloco Painel.
Controlo por armazenamento de potência excedente em baterias 55
Figura 4.10 – Interior do bloco Painel com controlo por armazenamento de potência excedente em baterias.
Como se pode constatar, o sistema de controlo tem como entrada a potência máxima
passível de ser entregue à rede enviada pelo controlo explorado na secção 3.4.6, a potência
de saída do gerador e a tensão da rede e como saídas a potência enviada para as baterias e
consequentemente a potência que as baterias descarregam.
A potência activa e a corrente produzida pelo painel podem ser visualizadas na figura
4.11.
a) b)
Figura 4.11 – a) Potência de saída, b) Corrente produzida pelo sistema de solar fotovoltaico dentro do bloco Painel implementado em ambiente Matlab/Simulink.
Finalmente, na figura 4.12 apresentam-se as alterações efectuadas ao bloco Painel. O
Painel tem agora duas saídas. A potência máxima produzida pelo painel que poderia ser
entregue à rede, à qual é somada a potência de descarga das baterias, enviada através de um
56 Funcionalidades de Controlo de Potência Activa em Sistemas de Microgeração do Tipo Solar
Fotovoltaico
56
bloco From. Esta saída emula a potência máxima que o sistema poderia entregar à rede
(equação 4.4) e que é enviada ao “Sistema para controlo da tensão nodal com sistema de
armazenamento” já abordado anteriormente.
~[nm_o[x[ = + x[mom , (4.4)
A outra saída diz respeito à potência que é enviada ao inversor para injecção na rede
eléctrica pública, dada pela equação 4.5:
n = + x[mom − mom , (4.5)
Em que x[mom corresponde à potência fornecida pelas baterias para injecção na rede e mom a potência que é enviada para as baterias.
Figura 4.12 – Sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico com inserção de baterias.
De seguida as fases de carga e descarga serão alvo de análises separadas, tal como
efectuado no capítulo 4.1.2.
4.2.2.a - Fase de carga
Na figura 4.13 mostra-se em detalhe a implementação do controlador PI que permite
calcular a potência desviada para o conjunto de baterias instaladas em paralelo com o
barramento de CC do sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico.
Figura 4.13 – Implementação da fase de carga das baterias dentro do bloco Painel.
Fase de descarga 57
A implementação apresentada é a transposição do modelo apresentado em 4.1.2.a) para
ambiente Matlab/Simulink.
4.2.2.b - Fase de descarga
A figura 4.14 exibe em pormenor o controlo que implementa a fase de descarga das
baterias.
Figura 4.14 – Implementação da fase de descarga das baterias dentro do bloco Painel.
Como é possível observar, as baterias apenas procedem à descarga da sua energia
armazenada durante a fase de carga se forem verificadas condições para tal ao nível do perfil
da tensão da rede a montante e se existir energia armazenada nas mesmas. O valor da tensão
da rede é medido e comparado com um valor de referência (1.1 p.u.). Se o valor da diferença
entre as duas tensões for no mínimo 0.04, o que implica que a tensão registada da rede seja
de 1.06 p.u. (equação 4.6), considerou-se que há condições para a descarga da energia
armazenada nas baterias.
∆ = o[ − o[x[ ↔ 0.04 = 1.1 − o[x[ ↔ o[x[ ≤ 1.06 , (4.6)
Recorreu-se ao bloco Relay, para efectuar a implementação da equação 4.6 em ambiente
Matlab/Simulink.
A simulação da descarga de energia das baterias é efectuada por uma Lookup table, que
tendo em conta o estado de carga das baterias, ajusta a taxa de descarga ou seja a potência
injectada na rede pelas baterias.
A corrente injectada no inversor para entrega à rede eléctrica, é alterada com a inserção
das baterias considerando a fase de descarga, tal como se apresenta na equação 4.7:
$~ = $N + $mn , (4.7)
58 Funcionalidades de Controlo de Potência Activa em Sistemas de Microgeração do Tipo Solar
Fotovoltaico
58
4.3 - Conclusões
Neste capítulo foram apresentadas duas funcionalidades de controlo para controlar a
tensão na rede de BT em resultado da limitação da potência injectada pelos sistemas de
microgeração do tipo solar fotovoltaico. A primeira funcionalidade passa por reduzir a
potência gerada pelo painel fotovoltaico, através da alteração do seu ponto de
funcionamento. Na segunda funcionalidade o gerador fotovoltaico produz sempre a máxima
potência possível disponibilizada pelo recurso primário, e se a tensão da rede se encontrar
elevada, a potência excedente é armazenada em baterias.
No capítulo 5 são apresentados os resultados referentes a cada uma das opções de
controlo, tipologia da rede e componentes utilizados na simulação.
59
Capítulo 5
Resultados
Neste capítulo apresentam-se os resultados obtidos com a implementação dos modelos
presentes na secção 3.4 e das funcionalidades de controlo exploradas na secção 4.2. O
desempenho das funcionalidades apresentadas neste trabalho, funcionalidades estas
destinadas a controlar a potência activa injectada por um sistema de microgeração do tipo
solar fotovoltaico, com o objectivo de manter os perfis de tensão adequados, serão
analisadas tendo em conta principalmente, os perfis de tensão da rede de BT e a potência
activa produzida pelo sistema de microgeração. A avaliação da eficácia e desempenho das
soluções de controlo será efectuada utilizando uma plataforma de simulação dinâmica,
implementada em ambiente Matlab/Simulink.
5.1 - Rede de distribuição de baixa tensão
Nesta secção torna-se importante analisar a rede de distribuição de BT utilizada,
nomeadamente a sua topologia, número de barramentos, cargas que alimenta e sistemas de
microgeração. Na figura 5.1 é apresentado o esquema da rede trifásica com neutro acessível
e implementada em ambiente Matlab/Simulink. No anexo A é possível consultar os
parâmetros da mesma.
A rede de BT é constituída essencialmente por dois ramais ou feeders. Num dos feeders
encontram-se ligados três sistemas de microgeração do tipo solar fotovoltaico e no outro mais
dois sistemas. As cargas eléctricas são cinco no total, e estão ligadas em paralelo com os
sistemas de microgeração do tipo solar fotovoltaico. Quer os sistemas de microgeração, quer
as cargas eléctricas são monofásicas.
60 Resultados
60
Figura 5.1 – Representação em ambiente Matlab/Simulink da rede de distribuição de BT.
5.2 - Controlo de potência activa injectada na rede por um sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico
Nesta secção apresentam-se os resultados obtidos considerando as estratégias de controlo
desenvolvidas ao longo do capítulo 4.
Numa primeira fase, será ilustrado o funcionamento do sistema de microgeração do tipo
fotovoltaico, em resposta a uma variação da radiação solar incidente. Serão exibidos os
resultados estando o sistema de microgeração a funcionar no ponto correspondente à máxima
extracção de potência, ou seja, injectando na rede toda a potência activa produzida, não
havendo limite de potência.
Numa segunda fase, serão exibidos os resultados que ilustram o desempenho das
funcionalidades de controlo, no que diz respeito à limitação da potência activa injectada na
rede de modo a evitar problemas de tensão elevada, envolvendo:
A alteração do ponto de funcionamento do sistema (tensão aos terminais do
painel) através do algoritmo de MPPT modificado de modo a reduzir a potência
gerada;
Armazenamento da energia correspondente à potência excedente em baterias.
Impacto dos sistemas de microgeração fotovoltaicos nos perfis de tensão da rede de distribuição de
baixa tensão 61
5.2.1 - Impacto dos sistemas de microgeração fotovoltaicos nos perfis
de tensão da rede de distribuição de baixa tensão
Tal como referido anteriormente, nesta fase de estudos foi considerado que os sistemas
de microgeração do tipo solar fotovoltaico injectam na rede toda a potência que o recurso
primário permite produzir, evidenciando os problemas de tensão elevada em alguns
barramentos da rede considerada. Os resultados dizem respeito ao nó da rede onde estão
ligados três sistemas de microgeração fotovoltaicos, sendo a zona da rede alvo de estudo,
correspondente à apresentada na figura 5.2:
Figura 5.2 – Barramento de estudo da rede de BT.
Tal como se pode observar na figura 5.2, a cada uma das fases encontra-se ligado um
sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico monofásico juntamente com uma carga
monofásica. Os sistemas ligados às fases A e C possuem uma potência nominal de 3,5 kW,
enquanto o sistema ligado à fase B possui uma potência nominal de 2,1 kW.
A variação da radiação solar incidente no plano do painel encontra-se apresentada na
figura 5.3, representando uma das entradas do modelo dos três sistemas de microgeração do
tipo solar fotovoltaico. Os valores são meramente exemplificativos, pretendendo ilustrar uma
situação em que a probabilidade de ocorrerem problemas de tensão elevada é grande.
62 Resultados
62
Figura 5.3 – Radiação solar incidente nos sistemas de microgeração.
A potência produzida por cada uma das unidades de microgeração do tipo solar
fotovoltaico é apresentada na figura 5.4.
Figura 5.4 – Potências entregues à rede pelos microgeradores fotovoltaicos (sem controlo da potência
injectada).
Como seria de esperar, entre os instantes 6 e 15 segundos, perante uma radiação solar
incidente de 1000 W/m2, a potência de saída dos sistemas corresponde aos valores da
potência máxima. No caso dos geradores ligados às fases A e C, os valores das suas potências
geradas coincidem com os valores apresentados na tabela 3.4.
Nas figuras 5.5, 5.6 e 5.7 são apresentados os valores das tensões, em p.u., verificados
em cada uma das fases, na sequência da potência activa injectada por cada sistema solar
fotovoltaico.
5 10 15 20 25 30200
400
600
800
1000
1200
Tempo (s)
Rad
iaçã
o (W
/m2)
5 10 15 20 25 30500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
Tempo (s)
Pot
ênci
a (W
)
P MPPT A
P MPPT B
P MPPT C
Impacto dos sistemas de microgeração fotovoltaicos nos perfis de tensão da rede de distribuição de
baixa tensão 63
Figura 5.5 – Tensão na fase A (sem controlo da potência injectada).
Figura 5.6 – Tensão na fase B (sem controlo da potência injectada).
Figura 5.7 – Tensão na fase C (sem controlo da potência injectada).
5 10 15 20 25 301.02
1.04
1.06
1.08
1.1
1.12
1.14
Tempo (s)
Ten
são
(p.u
.)
Fase A
5 10 15 20 25 301
1.01
1.02
1.03
1.04
1.05
1.06
Tempo (s)
Ten
são
(p.u
.)
Fase B
5 10 15 20 25 301.04
1.06
1.08
1.1
1.12
1.14
1.16
Tempo (s)
Ten
são
(p.u
.)
Fase C
64 Resultados
64
Através da análise das figuras 5.3 a 5.7 pode verificar-se que a variação dos valores das
tensões nas fases segue a variação temporal da radiação solar incidente, isto porque a
potência gerada apresenta uma relação praticamente linear com a radiação solar. Como se
pode observar, em alguns períodos o valor das tensões nas fases A e C ultrapassa o valor de
1.1 p.u., definido como limite para a tensão, períodos esses que coincidem com a maior
produção de potência activa por parte dos sistemas de microgeração do tipo solar
fotovoltaico. Neste sentido, a potência activa injectada na rede pelos referidos sistemas deve
ser controlada de modo a garantir perfis de tensão adequados na rede.
As tensões são diferentes em cada fase porque as cargas monofásicas são diferentes e a
produção também é diferenciada por fase. Neste caso, o sistema de microgeração ligado à
fase B tem uma potência gerada inferior aos sistemas ligados às restantes fases, o que não
conduz a elevações de tensões proibitivas. O valor da carga ligada na fase C é inferior ao
valor da carga na fase A, originando uma tensão superior na fase C.
Na figura 5.8 pode-se observar a tensão aos terminais do painel na fase A, em resultado
da alteração do algoritmo de MPPT.
Figura 5.8 – Tensão MPPT aos terminais do painel na fase A.
Na sequência da variação do valor da radiação solar incidente, o algoritmo MPPT procura
um novo ponto de operação que permite ao painel solar extrair a máxima potência
disponibilizada pelo recurso primário. Como seria de esperar, havendo a título de exemplo
um aumento na radiação (instante 5 segundos), a tensão MPP aos terminais do painel também
irá aumentar. Assim, tal como analisado no ponto 3.1.2.a), a potência gerada pelo painel
solar irá aumentar. Conclui-se que o algoritmo MPPT implementado nesta dissertação,
permite que o sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico adapte o seu ponto de
funcionamento em função da radiação solar incidente no painel com sucesso.
No entanto, o controlo MPPT apresenta um ligeiro atraso na procura do ponto de
funcionamento correspondente à extracção da potência máxima. Uma optimização da
amplitude da perturbação da tensão, permitiria diminuir o atraso na busca do MPP.
5 10 15 20 25 30320
330
340
350
360
Tempo (s)
Ten
são
(V)
V painel A
Controlo dos impactos dos sistemas de microgeração fotovoltaicos nos perfis de tensão da rede de
distribuição de baixa tensão 65
5.2.2 - Controlo dos impactos dos sistemas de microgeração
fotovoltaicos nos perfis de tensão da rede de distribuição de baixa
tensão
Como se pode constatar na secção anterior, não havendo limitação da potência activa, os
valores da tensão nodal registam valores proibitivos, podendo até pôr em causa a qualidade
de serviço na rede de distribuição [4]. Surge a necessidade de criar estratégias de controlo,
apresentadas no capítulo 4, que de um modo eficaz e viável permitam solucionar o problema
das tensões elevadas.
5.2.2.a - Controlo por alteração do ponto de funcionamento do gerador
fotovoltaico
Nesta subsecção é avaliado o impacto da funcionalidade de controlo desenvolvida
baseada na alteração do ponto de funcionamento do painel de modo a que a potência activa
produzida deixe de corresponder à potência máxima para as condições de radiação que
resultem em problemas de tensão elevada.
Inicialmente, será efectuada uma comparação entre a potência máxima produzida por
cada sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico e a potência verdadeiramente
injectada na rede, limitada pela funcionalidade de controlo em questão. De seguida, será
analisada a tensão aos terminais do painel funcionando no ponto de potência máxima e
também a mesma tensão mas com uma acentuada diminuição, fruto da actuação do controlo.
Por último, serão apresentadas as evoluções temporais das tensões da rede por fase de modo
a apurar se os seus valores não excedem o limite de 1.1 p.u., garantindo o sucesso da
funcionalidade de controlo implementada.
Nas figuras 5.9 e 5.10 pode-se efectuar uma comparação entre a potência máxima que
pode ser gerada pelo respectivo sistema de microgeração e a potência efectivamente
injectada na rede, em consequência do controlo implementado, nas fases A e C.
Figura 5.9 – Potências injectadas na fase A sem controlo e com controlo do ponto de funcionamento.
5 10 15 20 25 30500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
Tempo (s)
Pot
ênci
a (W
)
sem controlo Fase A
com controlo Fase A
66 Resultados
66
Figura 5.10 – Potências injectadas na fase C sem controlo e com controlo do ponto de funcionamento.
Tal como se pode observar nas figuras 5.9 e 5.10, a alteração do ponto de funcionamento
do painel resultou numa diminuição da potência gerada para as condições de radiação que
permitem a injecção da potência nominal destes sistemas de microgeração do tipo solar
fotovoltaico. No entanto, o tempo de actuação desta funcionalidade de controlo resulta num
atraso de cerca de 2 segundos. Pouco depois dos 15 segundos, a potência injectada na rede
volta a acompanhar a potência máxima produzida pelo painel solar para as novas condições
de radiação incidente.
Na figura 5.11 pode-se visualizar a tensão aos terminais do painel ligado à fase A.
Figura 5.11 – Tensões aos terminais do painel na fase A sem controlo e com controlo do ponto de funcionamento.
Em resultado do controlo da potência injectada na rede por actuação da funcionalidade
que altera o ponto de funcionamento do painel solar de modo a diminuir a potência gerada
por este no instante 6 segundos, a tensão na rede baixou. Na figura 5.11 pode-se verificar
que o valor da tensão aos terminais do painel solar, fruto da actuação do controlo em estudo,
começa a diminuir pouco depois dos 5 segundos, e só estabiliza perto dos 7 segundos. Neste
5 10 15 20 25 30500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
Tempo (s)
Pot
ência
(W)
sem controlo Fase C
com controlo Fase C
5 10 15 20 25 30220
240
260
280
300
320
340
360
Tempo (s)
Ten
são
(V)
sem controlo V painel A
com controlo V painel A
Controlo por alteração do ponto de funcionamento do gerador fotovoltaico 67
sentido, a actuação do controlo por alteração do ponto de funcionamento, apresenta um
ligeiro atraso, permitindo que a tensão da rede possa eventualmente ultrapassar o valor
limite estabelecido.
De referir que na figura 5.11 apresenta-se a tensão aos terminais do painel fotovoltaico,
constituído por 10 módulos em cada série, sendo portanto a redução de tensão aos terminais
de cada módulo, de modo a limitar a potência injectada na rede, de cerca de 8,3 V. Depois
dos 15 segundos, deixa de haver necessidade de reduzir a tensão aos terminais do painel
solar, e a partir dos 16 segundos (o sistema apresenta um atraso), a tensão aos seus terminais
tende a igualar a tensão MPP. O aumento da tensão do painel é gradual e demora cerca de 9
segundos (dos 16 aos 25 segundos). Poderia aumentar-se a convergência, optimizando os
intervalos presentes no Stateflow Chart do painel.
Nas figuras 5.12, 5.13 e 5.14 apresentam-se as tensões da rede em p.u. nas três fases em
estudo.
Figura 5.12 – Tensões na fase A sem controlo e com controlo do ponto de funcionamento.
Figura 5.13 – Tensões na fase B sem controlo e com controlo do ponto de funcionamento.
5 10 15 20 25 301.02
1.04
1.06
1.08
1.1
1.12
1.14
Tempo (s)
Ten
são
(p.u
.)
sem controlo Fase A
com controlo Fase A
5 10 15 20 25 301
1.01
1.02
1.03
1.04
1.05
1.06
1.07
1.08
Tempo (s)
Ten
são
(p.u
.)
sem controlo Fase B
com controlo Fase B
68 Resultados
68
Figura 5.14 – Tensões na fase C sem controlo e com controlo do ponto de funcionamento.
Como é possível observar, o controlo da potência activa injectada na rede através da
alteração do ponto de funcionamento do painel de modo a reduzir a potência gerada resultou
efectivamente no controlo da tensão na rede, limitando-a ao valor de 1.1 p.u. especificado
como referência. Nas fases A e C, onde se verificou que os perfis de tensão ultrapassavam o
limite de 1.1 p.u., é efectuado o controlo da potência activa, alterando o ponto de
funcionamento do sistema e com isto a respectiva tensão aos terminais do painel. Mais uma
vez de referir que o controlo desenvolvido nesta subsecção apresenta um ligeiro atraso de
cerca de 2 segundos, levando a que a tensão chegue mesmo a ultrapassar o valor limite
durante um pequeno período, em resultado dos tempos de actuação da funcionalidade de
controlo implementada.
Na figura 5.15 observam-se as tensões nas três fases do barramento em estudo. Pode-se
verificar que as tensões são controladas de forma dinâmica onde, à excepção de um ligeiro
atraso, as tensões não se elevam acima dos 1.1 p.u..
Figura 5.15 – Tensões por fase com controlo do ponto de funcionamento.
5 10 15 20 25 301.04
1.06
1.08
1.1
1.12
1.14
Tempo (s)
Ten
são
(p.u
.)
sem controlo Fase C
com controlo Fase C
5 10 15 20 25 301
1.02
1.04
1.06
1.08
1.1
1.12
1.14
Tempo (s)
Ten
são
(p.u
.)
Fase A
Fase B
Fase C
Controlo por armazenamento de potência excedente em baterias 69
5.2.2.b - Controlo por armazenamento de potência excedente em baterias
Neste ponto considera-se a existência de um sistema de armazenamento de potência, que
permite acomodar localmente o excesso de potência activa produzida pelo sistema de
microgeração do tipo solar fotovoltaico e que não pode ser injectada na rede, pois conduziria
a perfis de tensão elevada. De salientar que o sistema de microgeração solar fotovoltaico
funciona sempre no ponto correspondente à extracção de potência máxima.
Nesta subsecção, e à semelhança da subsecção anterior, inicialmente será efectuada uma
comparação entre a potência activa máxima gerada por cada sistema de microgeração do
tipo solar fotovoltaico e a potência efectivamente entregue na rede, limitada pela
funcionalidade de controlo em estudo. Seguidamente, será alvo de estudo a potência
entregue às baterias, fruto da limitação de potência activa que pode ser injectada na rede, e
que numa fase posterior permite que essa mesma potência armazenada possa ser injectada
na rede. Também se ilustrará a evolução temporal da energia disponível nos sistemas de
armazenamento. Por fim, serão exibidas as evoluções temporais das tensões da rede com o
objectivo de verificar se os valores não ultrapassam o limite estabelecido de 1.1 p.u. e que
garante o sucesso da funcionalidade de controlo por armazenamento de potência excedente
em baterias.
De referir que neste ponto se estendeu o tempo de simulação em ambiente
Matlab/Simulink até aos 50 segundos.
Nas figuras 5.16, 5.17 e 5.18, apresentam-se as figuras que permitem comparar a
potência máxima produzida por cada sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico e a
potência que é verdadeiramente injectada na rede de distribuição em BT, em resultado da
actuação do controlo implementado, nas fases A, B e C.
Figura 5.16 – Potências injectadas na fase A sem controlo e com controlo por armazenamento.
5 10 15 20 25 30 35 40 45 50500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
Tempo (s)
Pot
ênci
a (W
)
sem controlo Fase A
com controlo Fase A
70 Resultados
70
Figura 5.17 – Potências injectadas na fase B sem controlo e com controlo por armazenamento.
Figura 5.18 – Potências injectadas na fase C sem controlo e com controlo por armazenamento.
Tal como se pode verificar nas figuras 5.16 e 5.18, em resultado do controlo da potência
injectada na rede por armazenamento de potência excedente em baterias, a potência gerada
pelos painéis solares ligados às fases A e C não é injectada na sua totalidade na rede.
Analisando a fase A, entre os instantes 6 e 15 segundos, instante onde ocorre a incidência
máxima de radiação solar, verifica-se uma diminuição de potência entregue à rede, a qual é
desviada para as baterias, devido à actuação do controlo por armazenamento de potência.
Numa fase posterior, entre os instantes 16 e 37 segundos, perante uma diminuição de
radiação solar incidente no painel solar, as baterias injectam na rede a potência previamente
armazenada, pois a tensão medida no barramento da rede ao qual o painel fotovoltaico se
encontra ligado, encontra-se com um valor inferior ao valor de 1.1 p.u. especificado como
referência, como se pode constatar na figura 5.24.
Na fase B, verifica-se que a funcionalidade de controlo implementada não actua, sendo
que a potência activa gerada pelo painel solar é entregue na sua totalidade à rede, pois a
tensão da rede não ultrapassa o limite estabelecido previamente.
5 10 15 20 25 30 35 40 45 50500
750
1000
1250
1500
1750
2000
2250
2500
Tempo (s)
Pot
ênci
a (W
)
sem controlo Fase B
com controlo Fase B
5 10 15 20 25 30 35 40 45 50500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
Tempo (s)
Pot
ênci
a (W
)
sem controlo Fase C
com controlo Fase C
Controlo por armazenamento de potência excedente em baterias 71
Já na fase C, à semelhança da fase A, entre os instantes 6 e 15 segundos, a potência
gerada pelo sistema de microgeração solar fotovoltaico não é entregue à rede na sua
totalidade. No entanto, tal como se pode verificar na figura 5.24, o valor da tensão na fase C
do barramento ao qual o sistema solar fotovoltaico se encontra ligado não atinge o valor de
1.06, valor esse que permitiria a descarga da potência activa previamente armazenada pelas
baterias na rede, tal como se apresentou anteriormente na equação 4.6.
Nas figuras 5.19 e 5.20 expõem-se os valores da potência de carga e descarga das
baterias, nos sistemas de microgeração solar fotovoltaicos na fase A e C, respectivamente.
Figura 5.19 – Potência de carga e descarga das baterias associadas ao painel solar da fase A.
Figura 5.20 – Potência de carga e descarga das baterias associadas ao painel solar da fase C.
Na sequência da análise efectuada à figura 5.16, na figura 5.19 pode-se observar o ciclo
de carga e descarga de potência por parte do sistema de armazenamento incluído no sistema
de microgeração do tipo solar fotovoltaico ligado à fase A do barramento em estudo. Tal
como referido anteriormente, a potência de carga das baterias é dada pela expressão mn = N − pmr, enquanto a potência de descarga é dada por uma lookup table, cujos
parâmetros encontram-se na tabela A.3. Através deste bloco disponibilizado em ambiente
5 10 15 20 25 30 35 40 45 50-100
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
Tempo (s)
Pot
ênci
a (W
)
P carga A
P descarga A
5 10 15 20 25 30 35 40 45 50-100
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
Tempo (s)
Pot
ênci
a (W
)
P carga C
P descarga C
72 Resultados
72
Matlab/Simulink, pode-se definir uma curva de descarga de potência por parte das
baterias, através de métodos de interpolação-extrapolação.
Na figura 5.20 verifica-se não ocorre a descarga para a rede da potência armazenada
pelas baterias que integram o sistema de microgeração solar fotovoltaico ligado à fase C do
barramento em estudo.
Nas figuras 5.21 a 5.23 são apresentadas as tensões da rede em p.u. nas três fases em
estudo.
Figura 5.21 – Tensões na fase A sem controlo e com controlo por armazenamento.
Figura 5.22 – Tensões na fase B sem controlo e com controlo por armazenamento.
5 10 15 20 25 30 35 40 45 501.02
1.04
1.06
1.08
1.1
1.12
1.14
Tempo (s)
Ten
são
(p.u
.)
sem controlo Fase A
com controlo Fase A
5 10 15 20 25 30 35 40 45 501
1.01
1.02
1.03
1.04
1.05
1.06
1.07
1.08
Tempo (s)
Ten
são
(p.u
.)
sem controlo Fase B
com controlo Fase B
Controlo por armazenamento de potência excedente em baterias 73
Figura 5.23 – Tensões na fase C sem controlo e com controlo por armazenamento.
Como se pode constatar pelas figuras 5.21 a 5.24, o controlo da potência activa
arquitectado permite efectuar o controlo dinâmico da tensão em cada uma das três fases do
barramento em que os sistemas de microgeração do tipo solar fotovoltaico se encontram
ligados. Os valores das tensões não excedem o limite máximo estabelecido de 1.1 p.u., à
excepção de um pequeno atraso. O atraso está relacionado com a actuação do controlador PI
implementado para cálculo da potência de carga das baterias, apresentado anteriormente na
figura 4.13.
Figura 5.24 – Tensões por fase com controlo por armazenamento.
Na figura seguinte apresenta-se a evolução temporal da variação da energia armazenada
no conjunto das baterias associadas a cada sistema de microgeração do tipo solar
fotovoltaico.
5 10 15 20 25 30 35 40 45 501.04
1.06
1.08
1.1
1.12
1.14
Tempo (s)
Ten
são
(p.u
.)
sem controlo Fase C
com controlo Fase C
5 10 15 20 25 30 35 40 45 501
1.02
1.04
1.06
1.08
1.1
1.12
Tempo (s)
Ten
são
(p.u
.)
Fase A
Fase B
Fase C
74 Resultados
74
Figura 5.25 – Energia nas baterias dos três sistemas de microgeração.
A energia armazenada no conjunto das baterias associadas a cada um dos sistemas de
microgeração do tipo solar fotovoltaico aumenta na fase de carga e diminui na fase de
descarga. O sistema de armazenamento do painel solar ligado à fase B não chega a armazenar
energia. Por outro lado, o sistema de armazenamento da fase C carrega energia entre os 6 e
os 15 segundos, fruto da actuação do controlo desenvolvido, com o intuito de manter os
adequados perfis de tensão na rede, não chegando no entanto a descarregar. De referir que
não se considerou um limite máximo para o valor da energia acumulada pelas baterias.
5.3 - Conclusões
O objectivo desta secção visou averiguar a funcionalidade das estratégias de controlo
apresentadas no capítulo 4.
Inicialmente, foi exibido o impacto nos perfis de tensão, em consequência da injecção da
potência activa das unidades de microgeração na rede. Pode-se constatar que o valor da
tensão na fase A e C do barramento em estudo excedia o limite estabelecido previamente.
Assim, é imperativo desenvolver funcionalidades de controlo que permitam controlar de
forma activa a potência injectada na rede pelos sistemas de microgeração do tipo solar
fotovoltaico.
Ao longo deste capítulo as estratégias desenvolvidas foram testadas, incidindo o estudo
sobre a potência activa injectada e sobre o valor da tensão na rede.
Conclui-se que as funcionalidades de controlo baseadas na alteração do ponto de
funcionamento de modo a reduzir a potência gerada e a utilização de dispositivos de
armazenamento, permitem efectivamente controlar a tensão no ponto de ligação dos
sistemas de microgeração fotovoltaicos à rede, mantendo o seu valor inferior ao limite
estipulado de 1.1 p.u., como seria expectável.
5 10 15 20 25 30 35 40 45 50-1
1
2
4
6
8
10
Tempo (s)
Ene
rgia (KJ)
Energia A
Energia B
Energia C
75
Capítulo 6
Conclusões e Trabalhos Futuros
Neste capítulo serão descritas as conclusões retiradas na identificação e desenvolvimento
de estratégias de controlo activas de potência, ao desafio da integração em larga escala de
unidades de microgeração na rede de BT. A finalização deste capítulo é realizada através da
proposta de trabalhos de desenvolvimentos futuros.
6.1 - Conclusões
O actual enquadramento legislativo, estabelecido pelo DL 363/2007, promove a
microgeração de electricidade a partir de fontes renováveis, privilegiando a solar e eólica.
Em resultado, tem-se registado um crescente aumento do número de instalações, na grande
maioria do tipo solar fotovoltaico. A potência gerada por estas instalações é
aproximadamente proporcional à radiação solar incidente no plano dos painéis, existindo uma
forte correlação entre a potência gerada por estas unidades instaladas numa rede de BT.
Dado o carácter predominantemente resistivo das redes de distribuição de BT, as variações
de tensão associadas ao trânsito de potência activa constituem uma das principais
preocupações no projecto destas redes. O pico de produção, que acontece por volta do meio-
dia, pode coincidir com um período de baixo consumo local, podendo resultar na necessidade
de evacuação de potência da rede BT para a rede MT, e consequentemente em problemas de
tensão elevada na própria rede de BT [25].
Os sistemas de microgeração do tipo solar fotovoltaico são ligados à rede através de
inversores. O seguidor do ponto de potência máxima integrado no controlo do conversor
DC/DC assegura o funcionamento do sistema num ponto de operação correspondente à
extracção da potência máxima, pelo que a potência injectada na rede corresponde à
potência disponível no painel solar fotovoltaico.
De modo a dar resposta ao desafio do controlo do nível de tensão em redes de BT com
elevada concentração de microprodutores, pretende-se com esta dissertação que os
conversores electrónicos de potência, apesar de controlados como fontes de corrente, sejam
dotados de capacidade de controlo da tensão no ponto de ligação através do controlo activo
da potência injectada.
76 Conclusões e Trabalhos Futuros
76
O facto de os inversores terem capacidade para suportar duas filosofias de controlo,
centralizado e descentralizado, possibilita uma capacidade de controlo activo da potência
injectada em resposta a ordens de comando (set-points de potência activa) enviadas por um
controlador central e de forma autónoma em função do valor da tensão medido no ponto de
ligação, respectivamente. A capacidade de controlo autónomo da potência injectada permite
a integração do inversor nas redes de BT sem necessidade de equipamento adicional,
possibilitando o aumento imediato da integração de microgeração. Por outro lado, a
capacidade de resposta a ordens de comando, possibilita a integração dos inversores nas
redes inteligentes do futuro resultantes da materialização da visão Smart Grids, que prevê a
possibilidade de exploração das redes de BT em rede isolada. Neste contexto, o modo de
controlo descentralizado pode ser explorado como forma de inteligência local, em
complemento ao sistema de controlo centralizado/hierarquizado, contribuindo assim para
uma melhor gestão da operação das redes de BT. A utilização de dispositivos de
armazenamento permite uma melhor gestão da operação dos sistemas de microgeração do
tipo fotovoltaico e irá contribuir para a promoção da visão Smart Grids.
O desenvolvimento de modelos dinâmicos capazes de simular um sistema de microgeração
do tipo solar fotovoltaico revela-se importante, visto que sobre este sistema actuarão as
estratégias arquitectadas para controlo activo da potência injectada. Os modelos
matemáticos permitem representar de forma adequada o comportamento dos sistemas de
microgeração fotovoltaicos com impacto na rede de BT.
Neste trabalho são desenvolvidas duas funcionalidades de controlo do nível de tensão em
redes de BT através do controlo activo da potência injectada. A primeira estratégia
apresentada passa pela alteração do ponto de funcionamento do sistema de microgeração,
que caso o valor da tensão nodal ultrapasse o limite regulamentar, a tensão aos terminais do
painel fotovoltaico irá sofrer uma redução, com consequências na diminuição da potência
gerada. A base da estratégia passa por reverter o funcionamento da técnica MPPT utilizada.
Se o perfil da tensão for violado, a perturbação na tensão efectuada em cada passo pelo
algoritmo seguidor do ponto de potência máxima, será sempre no sentido da diminuição da
potência activa produzida. De salientar que este controlo não permite produzir toda a
potência que o recurso primário permite.
A segunda estratégia passa por acomodar o excesso de potência que não pode ser
entregue à rede em dispositivos de armazenamento, injectando na rede num período
posterior, quando o valor da tensão da rede estiver aceitável. Para isso foi desenvolvido um
sistema que fornece o valor da potência máxima injectada na rede em função da tensão
medida. De seguida, através de um controlador PI é calculada a potência efectivamente
enviada para as baterias. Para a ocorrência da fase de descarga, é necessário que a tensão
medida aos terminais do inversor seja ligeiramente inferior a 1.1 p.u..
Por fim, a plataforma de simulação desenvolvida permitiu observar o comportamento
dinâmico de todas as ferramentas envolvidas no estudo.
As estratégias desenvolvidas neste trabalho revelaram-se bem sucedidas, como se pode
comprovar com os resultados apresentados no capítulo 5, evidenciando que é possível
garantir um nível adequado de tensões perante uma crescente integração de unidades de
microgeração nas redes de distribuição de BT. Em ambas as estratégias, em consequência dos
problemas de tensão elevada na rede BT, ocorre efectivamente uma diminuição da potência
activa injectada na rede pelos sistemas de microgeração do tipo solar fotovoltaico.
Trabalhos futuros 77
6.2 - Trabalhos futuros
Como referido anteriormente, o trabalho desenvolvido nesta dissertação permite
efectivamente um controlo da potência activa, tendo em vista um aumento do nível da
capacidade instalada de unidades de microgeração em redes de BT.
Esta dissertação é o início de possíveis trabalhos como:
Controlo da potência activa de uma central fotovoltaica (com uma potência
instalada na ordem dos MW), inserida numa rede de MT e podendo integrar uma
multi-micro-rede;
Estratégias de controlo por alteração do ponto de funcionamento do gerador
fotovoltaico recorrendo a outros métodos MPPT;
Modo de controlo que englobe as duas estratégias nesta dissertação. Neste
método a energia máxima armazenada nas baterias deve ser considerada. Em
consequência do problema das tensões elevadas, o controlo por armazenamento
da potência excedente em baterias actuará primeiro. Quando as baterias se
encontrarem totalmente carregadas, o sistema de microgeração do tipo solar
fotovoltaico verá a sua potência activa reduzida por alteração do seu ponto de
funcionamento;
Recorrer ao modelo detalhado para modelização da célula fotovoltaica para o
cálculo da corrente produzida pelo painel fotovoltaico, ao invés do modelo
matemático simplificado utilizado neste trabalho;
Optimização dos parâmetros utilizados no “controlo por armazenamento de
potência excedente em baterias” e no “sistema para controlo da tensão nodal
com sistema de armazenamento” descritos em 4.2.2 e 3.4.6 respectivamente;
Desenvolvimento de um modelo mais completo relativamente à utilização de
sistemas de armazenamento da potência gerada que não deve ser injectada na
rede de modo a manter o perfil de tensão dentro das condições regulamentadas;
Análise técnica/económica para averiguar as verdadeiras vantagens da utilização
das baterias no “controlo por armazenamento de potência excedente em
baterias”.
78 Conclusões e Trabalhos Futuros
78
79
Referências
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80 Referências
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81
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82 Referências
82
83
Anexo A
Rede de Distribuição de Baixa Tensão
Neste anexo são apresentados os parâmetros eléctricos do sistema de teste, utilizado
nesta dissertação. Também são apresentados os parâmetros da lookup table que emula o
comportamento de descarga de potência das baterias.
Figura A.1 – Representação da rede de distribuição de BT utilizada para estudo.
84 Rede de Distribuição de Baixa Tensão
84
Tabela A.1 — Parâmetros característicos das linhas (tipologia RL paralelo).
Linha Rfase (Ω) Xfase (Ω) Rneutro (Ω) Xneutro (Ω)
1 0,115780 0,002703 0,115780 0,002703
2 1,55290 0,217648 1,55290 0,217648
3 0,432900 0,019301 0,43290 0,019301
4 1,02838 0,160235 1,02838 0,160235
5 0,355281 0,038232 0,35528 0,038232
Tabela A.2 — Valores das cargas (tipologia RL série).
Carga P (W) Q (var)
1 1166 466
2 1166 466
3 840 336
4 1480 444
5 1480 444
Tabela A.3 — Valores da lookup table que emula a potência de descarga das baterias.
Estado de carga (p.u.) Potência de saída (W)
0 0
0.1 150
0.2 300
0.3 450
0.4 650
0.5 700
0.6 700
0.7 700
0.8 700
0.9 700
1 700
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