Sistema Híbrido De Produção De Energia Elétrica Para ... · Durante esta dissertação foi...

FACULDADE DE ENGENHARIA DA UNIVERSIDADE DO PORTO

Sistema Híbrido De Produção DeEnergia Elétrica Para Autoconsumo

Nélson Daniel Teixeira Pereira

Mestrado Integrado em Engenharia Eletrotécnica e de Computadores

Orientador: Prof. Dr. Adriano da Silva Carvalho

2 de Novembro de 2015

c© Nélson Daniel Teixeira Pereira, 2015

Resumo

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

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

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

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

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Abstract

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

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

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

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Agradecimentos

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Nélson Pereira

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

Bruce Lee

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Conteúdo

1 Introdução 11.1 Contexto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11.2 Motivação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11.3 Objetivos e Análise de Requisitos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21.4 Estrutura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2

2 Estado da Arte 32.1 Contextualização da União Europeia e de Portugal no Uso das Energias Renováveis 32.2 Revisão da Legislação Portuguesa Para o Autoconsumo . . . . . . . . . . . . . 42.3 Sistemas Distribuídos de Produção de Energia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72.4 Sistemas de Micro-geração Fotovoltaica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

2.4.1 Efeito Fotovoltaico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92.4.2 Princípio de Funcionamento da Célula Fotovoltaica . . . . . . . . . . . . 92.4.3 Tipo de Células Fotovoltaicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102.4.4 Modelo Elétrico da Célula Fotovoltaica . . . . . . . . . . . . . . . . . . 112.4.5 Parâmetros Externos que Afetam o Desempenho das Células Fotovoltaicas 142.4.6 Algoritmos de Seguimento de Ponto Máximo de Potência - MPPT . . . . 162.4.7 Estrutura de Inversores Fotovoltaicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

2.5 Sistemas de Micro-geração Eólica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 202.5.1 Conversão Mecânica da Energia Eólica . . . . . . . . . . . . . . . . . . 212.5.2 Principais Componentes dos Sistemas de Produção Eólicos . . . . . . . . 232.5.3 Tipo de Turbinas Eólicas Segundo a Posição do Rotor . . . . . . . . . . 232.5.4 Limitações Aerodinâmicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 262.5.5 Conversão da Energia Mecânica em Energia Elétrica . . . . . . . . . . . 282.5.6 Controlos MPPT Aplicados a Aerogeradores de Velocidade Variável . . . 31

2.6 Topologia de Conversores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 332.6.1 Conversores DC/DC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 332.6.2 Conversores DC/AC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

2.7 Sistemas de Armazenamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 382.7.1 Armazenamento Químico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38

3 Sistema Híbrido Proposto com Base nos Dados do Cliente 413.1 Análise de Perfil de Cliente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 413.2 Software de Recolha de Dados Para o Sistema Fotovoltaico e Eólico . . . . . . . 42

3.2.1 Análise de Dados de Irradiação Solar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 423.2.2 Análise de Dados de Velocidade do Vento . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

3.3 Desenho do Sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 433.4 Sistema Fotovoltaico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44

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xii CONTEÚDO

3.4.1 Escolha da Tecnologia de Painéis Fotovoltaicos . . . . . . . . . . . . . . 443.5 Sistema Eólico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45

3.5.1 Escolha do Aerogerador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 453.6 Escolha do Sistema de Armazenamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 453.7 Comparação dos Dados Do Consumidor com a Aplicação das Tecnologias esco-

lhidas para o Sistema Hibrido . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 463.7.1 Influência do Número de Painéis Fotovoltaicos e Turbinas Eólicas Sem

Sistema de Armazenamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 463.7.2 Influência do Número de Painéis Fotovoltaicos e Turbinas Eólicas Com

Sistema de Armazenamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48

4 Escolha Dos Algoritmos MPPT e Conversores Para o Sistema Híbrido 514.1 Escolha do MPPT a utilizar para Sistema Fotovoltaico . . . . . . . . . . . . . . . 514.2 Escolha do MPPT a utilizar para o Sistema Eólico . . . . . . . . . . . . . . . . . 514.3 Conversor DC/DC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52

4.3.1 Conversor Elevador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 524.3.2 Conversor Abaixador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 544.3.3 Conversor Bidirecional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56

4.4 Conversor DC/AC Monofásico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58

5 Simulação e Resultados do Sistema Híbrido Proposto 615.1 Implementação Do Sistema Eólico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61

5.1.1 Turbina-Aerogerador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 625.1.2 Conversor AC/DC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 635.1.3 Sistema Eólico implementado em PSIM . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63

5.2 Implementação do Sistema Fotovoltaico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 665.2.1 Simulação do Sistema Fotovoltaico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 675.2.2 Simulação do Sistema de Armazenamento . . . . . . . . . . . . . . . . . 69

6 Conclusões e Trabalho Futuro 736.1 Objetivos e Resultados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 736.2 Trabalho Futuro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74

Referências 75

Lista de Figuras

2.1 Potencial Fotovoltaico na União Europeia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42.2 Atlas de Vento Europeu de 2010 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52.3 Energia Colocada no mercado Ibérico em Novembro de 2014 . . . . . . . . . . . 62.4 Exemplo de um Sistema Hibrido com Sistema de Armazenamento . . . . . . . . 82.5 Diagrama do Sistema Hibrido com Armazenamento [1] . . . . . . . . . . . . . . 82.6 Silício com 4 eletrões de valência partilhados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102.7 Célula Fotovoltaica de Perovskita . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 112.8 Esquema Equivalente Ideal da Célula Fotovoltaica . . . . . . . . . . . . . . . . . 122.9 Esquema Equivalente Real da Célula Fotovoltaica . . . . . . . . . . . . . . . . . 122.10 Esquema em Curto Circuito . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 132.11 Esquema em Circuito Aberto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 132.12 Gráfico da Curva I-V e de Potência Característica de um Célula Fotovoltaica [2] . 142.13 a) Efeito de RS e b) Efeito de RP na curva I-V de uma Célula Fotovoltaica[2] . . . 152.14 Efeito da Irradiação Solar na Curva I-V de uma Célula Fotovoltaica[2] . . . . . . 162.15 Efeito da Temperatura na Curva I-V de uma Célula Fotovoltaica[2] . . . . . . . . 172.16 Curva de Potência do método P&O [3] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 172.17 Fluxograma do Método P&O [4] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 182.18 Curva de Potência do Método INC [3] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 182.19 Fluxograma do Método INC [4] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 192.20 Estruturas de Ligação à Rede do Painéis Fotovoltaicos [5] . . . . . . . . . . . . . 202.21 Fluxo de Ar Ideal [6] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 212.22 Fluxo de Ar antes e depois da turbina [3] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 222.23 Componentes Base de Aerogerador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 242.24 Maior Hélice do Mundo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 242.25 Turbinas Verticais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 252.26 Turbinas Horizontais: a) e b) upwind; c) downwind . . . . . . . . . . . . . . . . 262.27 Zona de Cut-in e Cut-out de um Aerogerador [7] . . . . . . . . . . . . . . . . . 262.28 Tipos de Limitações Aerodinâmicas [3] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 282.29 Gerador Síncrono de Ímanes Permanentes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 292.30 Gerador Síncrono de Rotor Bobinado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 292.31 Gerador de Indução Duplamente Alimentado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 302.32 Controlo de TSR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 322.33 Controlo de PSF . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 322.34 Controlo de HCS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 332.35 Esquema elétrico do conversor abaixador [5] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 342.36 Esquema elétrico do conversor elevador [5] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 342.37 Conversor Buck-Boost [8] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 352.38 Conversor Buck-Boost Bidirecional [8] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

xiii

xiv LISTA DE FIGURAS

2.39 Classificação da Topologia do Inversor de Acordo com Tipo de Fonte (tensão oucorrente) [9] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

2.40 Inversor Meia-Ponte [9] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 372.41 Conversor em Ponte H [9] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 382.42 Distribuição das Tecnologias de Baterias pela Densidade Energética [10] . . . . . 392.43 Distribuição dos Tipos de Armazenamento em Função dos Custos de Investimento

[10] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

3.1 Gráfico Relativo à Média de Consumo Diário por Mês . . . . . . . . . . . . . . 413.2 Potencia da Irradiação Solar por m2 durante cada mês do ano . . . . . . . . . . . 423.3 Velocidade média para cada mês do ano . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 433.4 Sistema Híbrido Proposto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 443.5 Comparação Com o a Diminuição/Aumento do Número de Painéis em Relação ao

Número de Turbinas Eólicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 473.6 Comparação Com o a Diminuição/Aumento do Número de Painéis em Relação ao

Número de Turbinas Eólicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49

4.1 Conversor Elevador em malha aberta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 534.2 Teste do Conversor Elevador - pormenorizado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 534.3 Tensão de Saída do Conversor Elevador em Malha Aberta . . . . . . . . . . . . . 544.4 Conversor Abaixador em Malha Aberta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 554.5 Teste do Conversor abaixador em malha aberta - pormenorizado . . . . . . . . . 554.6 Tensão de Saída do Conversor Abaixador em Malha Aberta . . . . . . . . . . . . 564.7 Conversor Bidirecional de Dois Quadrantes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 564.8 Controlo do Conversor Bidirecional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 574.9 Resultado do Conversor Bidirecional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 574.10 Conversor DC/AC em Ponte H com modulação PWM unipolar . . . . . . . . . . 584.11 Simulação em PSIM do Conversor DC/AC Dimensionado . . . . . . . . . . . . 59

5.1 Sistema Eólico em PSIM . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 615.2 Pitch Control e Potência Mecânica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 625.3 Serie de vento usada em PSIM . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 635.4 Potência Mecânica extraída do vento e Potencia de Referencia a azul . . . . . . . 645.5 Tempo de Arranque do Aerogerador com Soft-Starter . . . . . . . . . . . . . . . 645.6 Tempo de Arranque do Aerogerador sem Soft-Starter . . . . . . . . . . . . . . . 655.7 Comparação entre as Rotações Reais e Estimadas . . . . . . . . . . . . . . . . . 655.8 Duty-Cycle do Conversor Elevador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 655.9 Atuação do Pitch Control . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 665.10 Sistema Fotovoltaico Implementado em PSIM . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 665.11 Série de Irradiação com Forma de Onda Sinusoidal e Quadrada . . . . . . . . . . 675.12 Seguimento do MPPT INC implementado em PSIM . . . . . . . . . . . . . . . . 675.13 Seguimento do MPPT INC com mais detalhe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 685.14 Resposta do Método INC a Variações Bruscas da Irradiação . . . . . . . . . . . . 685.15 Detalhe da Resposta do Método INC a Variações Bruscas de Irradiação . . . . . 685.16 a)Tensão do Barramento e do Sistema de Armazenamento e b)Relação entre a

Potência Gerada e Consumida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 695.17 a)Ripple de tensão no barramento b)Variação de Corrente no Conjunto de Baterias 705.18 a)Potencia Gerada em Relação à Potência Consumida b)Variação de Corrente no

Conjunto de Baterias c)Variação da Tensão no Barramento DC Principal . . . . . 70

LISTA DE FIGURAS xv

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

xvi LISTA DE FIGURAS

Lista de Tabelas

2.1 Requisitos para criação de UPAC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72.2 Estados de Comutação e Valores de Tensão de Saída do Inversor . . . . . . . . . 372.3 Estados de Comutação da Ponte H . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

3.1 Comparação de Painéis Fotovoltaicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 453.2 Comparação das Baterias Chumbo-Ácido . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 453.3 Comparação Com a Diminuição/Aumento do Número de Painéis em Relação ao

Número de Turbinas Eólicas sem Sistema de Armazenamento . . . . . . . . . . 483.4 Comparação Com a Diminuição/Aumento do Número de Painéis em Relação ao

Número de Turbinas Eólicas sem Sistema de Armazenamento . . . . . . . . . . 48

xvii

xviii LISTA DE TABELAS

Abreviaturas e Símbolos

Lista de abreviaturas

AC Alternate CurrentCIEG custos de política energética e de interesse económico geralCSI Current Source InverterCUR Comercializador de Último RecursoDL Decreto de LeiDC Direct CurrentEESG Electricity Excited Synchronous GeneratorFEUP Faculdade de Engenharia da Universidade do PortoHCS Hill Climbing SearchINC Incremental ConductanceIsc Corrente de curto-circuitoMIBEL Mercado Ibérico de EletricidadeMPPT Maximum Power Point TrackingMPP Maximum Power PointOMIE Operador de Mercado Ibérico de EnergiaPRE Produção em Regime EspecialP&O Perturb and ObservePMSG Permanent Magnet Synchronous GeneratorPWM Pulse With ModulationPSF Power Signal FeedbackPLL Phased Locked LoopRESP Rede Elétrica de Serviço PúblicoSEN Sistema Energético NacionalUE União EuropeiaUPAC Unidade de Produção de AutoconsumoUPP Unidade de Pequena ProduçãoTSR Tip Speed RatioVoc Tensão de circuito abertoVSI Voltage Source InverterVDC Tensão Contínua

xix

xx ABREVIATURAS

Lista de Símbolos

λ Tip Speed Ratioω Velocidade Angular do Rotor do Gerador (rad/s)δ duty-cycleT Período de ComutaçãofS Frequência de ComutaçãoCp Coeficiente de Betz

Capítulo 1

Introdução

1.1 Contexto

Os sistemas híbridos de produção de energia são na atualidade alvo de estudo, visto que estes

podem ser constituídos por uma ou mais tecnologias renováveis, visando assim o aumento da

eficiência do sistema, mas ao mesmo tempo estes podem responder de forma eficaz a situações

em que é necessária mais energia elétrica, sendo importante para isto que as duas tecnologias se

complementem. Além disto, a vantagem deste tipo de sistema é que tanto pode ser utilizado com

ligação à rede elétrica ou não, apresentando vantagem em instalações no qual não é possível ou

não é viável haver uma extensão da rede elétrica, apesar de poder ser necessário um sistema de

armazenamento de energia.

1.2 Motivação

Durante o século XX, o aumento da poluição por parte da produção de energia teve o seu auge.

A corrida ao uso de combustíveis fósseis ou mesmo o uso de centrais nucleares para a produção foi

demasiado excessiva, sendo isso visível no aumento da temperatura global, no degelo das calotas

polares ou mesmo nos níveis de emissão de gases de efeito de estuda a para atmosfera. É verdade

que todos estes fenómenos estão interligados, sendo necessário diminuí-los porque neste ritmo a

vida na Terra pode tornar-se insustentável. O primeiro grande passo para isso aconteceu em 1997,

na assinatura do Tratado de Quioto, sendo este ratificado em 1999. Este foi um grande passo, visto

que os países que nele participaram propuseram-se a diminuir as suas emissões de gases de efeito

de estufa para a atmosfera. Consequente a isto, houve um impulso na aposta das tecnologias de

energias renováveis. Como tal, esta dissertação tem toda a importância nesta área, visto que pode

permitir a pequenos e grandes consumidores de energia produzirem a sua energia “limpa” e ao

mesmo tempo poupar dinheiro, visto que não têm que comprar parte da energia que consomem.

1

2 Introdução

1.3 Objetivos e Análise de Requisitos

O principal objetivo desta dissertação é desenvolver um sistema híbrido de produção de energia

para autoconsumo. Este tem pelo menos dois requerimentos que têm de ser cumpridos, sendo eles:

1. Ter armazenamento de energia capaz de garantir disponibilidade de serviço a 100% para o

consumidor;

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

1.4 Estrutura

Este documento está dividido em 6 capítulos. Este primeiro capítulo tem como objetivo de-

monstrar em que contexto se enquadra esta dissertação e qual importância desta nos tempos que

decorrem. Em consequência disso, também tem como objetivo enquadrá-la num conjunto de re-

quisitos e objetivos que vão ser mais importante no futuro da mesma.

No segundo capítulo encontra-se o estado da arte. Este capítulo tem como objetivo agrupar

um conjunto de conceitos, que vão permitir as escolhas para o dimensionamento do sistema.

No terceiro capítulo vai ser apresentado o sistema híbrido proposto, sendo feito um estudo dos

consumos do cliente. Além, disto vão ser escolhidos os componentes principais de cada sistema.

Sendo, por fim, analisado as alterações do consumo do cliente, com a introdução dos sistemas de

produção de energia, assim como a diferença que se obtém a partir do momento em que é aplicado

o sistema de armazenamento.

No quarto capítulo vão ser escolhidos os algoritmos MPPT que vão ser utilizados para funcio-

namento do sistema, com o objetivo de produzir o máximo de energia, com a irradiação e veloci-

dade de vento disponíveis no momento. Também vão ser escolhidos quais os tipos de conversores

a aplicar, para fazer a ligação entre todos os sistemas.

No quinto capítulo vai se proceder à análise das simulações efetuadas em PSIM. Sendo cada

sistema analisado isoladamente, sendo depois analisado o funcionamento com todos os sistemas

em sintonia.

Por fim, vai ser apresentado no sexto capítulo as conclusões que se podem retirar do trabalho

efetuado ao longo da dissertação, apresentando também algumas propostas que se podem ter em

conta num trabalho futuro.

Capítulo 2

Estado da Arte

2.1 Contextualização da União Europeia e de Portugal no Uso dasEnergias Renováveis

A produção de energia elétrica é um tema que já vem desde algumas décadas a ser discutido.

Como se sabe, parte da energia elétrica produzida provém de fontes não renováveis, o que implica

a produção de grandes quantidades de gases de efeito de estufa. O grupo G20 (G-20 Clean Energy

and Energy Efficiency Working Group), constituído por 29 países, no qual está Portugal, são

responsáveis por 80% das emissões faladas anteriormente. Com intuito de diminuir estas emissões

foram definidas metas que estes países têm de atingir para a sua diminuição.1

A nível europeu, também se têm feito grandes esforços para tal, sendo a produção de ener-

gia elétrica a partir de fontes renováveis uma grande aposta face às metas pretendidas, visto que

também a necessidade da Europa de combustíveis fósseis é grande, sendo este mercado pouco

fiável e volátil. Através dos dados disponibilizados pelo Parlamento Europeu, em relação a 2012,

é de realçar que a UE é líder nas tecnologias renováveis, estando dotada de 40% das patentes de

energias renováveis no mundo e de 44% da capacidade de produção de energia elétrica renovável

(exceto a energia hidroelétrica). Como tal, este esforço por parte dos grupos membros não tem

parado por aqui, tendo sido, agora em 2014, feitas novas metas até 2020. Neste momento, a meta

obrigatória para 2020 em relação à produção de energia elétrica limpa é de 20% e no setor dos

transportes foram estipulados 10%.

Segundo o Eurostat, em 2012 foram alcançados 14% da geração de energia elétrica partir de

fontes renováveis na UE.

Muitos estudos têm vindo a ser realizados nesta área das energias renováveis, não se assen-

tando apenas na melhoria das tecnologias existentes, mas também na necessidade de constante-

mente cartografar o mapa da UE com dados mais rigorosos sobre o seu potencial fotovoltaico e

eólico.

1https://www.iea.org/publications/freepublications/publication/g20-clean-energy-and-energy-efficiency-deployment-and-policy-progress.html

3

4 Estado da Arte

Através do site da Comissão Europeia, consegue-se aceder a vários dados sobre a potencia-

lidade europeia no âmbito da energia solar, havendo mesmo o mapa da potencialidade solar do

terreno europeu, mostrado na figura 2.1, assim como para os vários países em individual.

Figura 2.1: Potencial Fotovoltaico na União Europeia

Como se pode observar, os países que se localizam mais a sul da EU são aqueles que apre-

sentam mais potencialidade para a produção de energia solar. Além disto, o site da Comissão

Europeia permite obter imagens do Atlas de Vento da UE, demonstrado na figura 2.2.

Através da análise da imagem 2.2, podemos ver que os Países Nórdicos e a República da

Irlanda são os países que têm mais potencial na energia eólica, mas, em geral, a UE têm um

grande potencial nesta área.

Depois de observadas as imagens 2.1 e 2.2, pode concluir-se que a UE tem um grande potencial

a nível das energias renováveis, o que podia vir a ser muito vantajoso, porque, como foi dito

anteriormente, esta ainda depende bastante de energias provenientes de combustíveis fósseis e,

visto que não somos produtores, vamos andar constantemente dependentes deste mercado que é

inflacionado facilmente, quer por guerras culturais quer por guerras políticas.

Mais concretamente para Portugal, através da ilustração da figura 2.3, fornecida pelo Mercado

Ibérico de Eletricidade (MIBEL), pode observar-se que 50% da nossa energia, em Novembro de

2014, provém de energias renováveis, sendo isso visível na imagem seguinte e estando identificado

como PRE (Produção em Regime Especial, onde se incluem a produção eólica e cogeração), além

disto também se pode observar que temos um consumo de 23% de recursos hídricos.

2.2 Revisão da Legislação Portuguesa Para o Autoconsumo

Visto, que cada estado-membro tem a sua própria legislação, para esta dissertação interessa

saber em que ponto se encontra Portugal neste plano. Como tal, o estudo do Decreto-Lei n.o

153/2014, de 20 de Outubro, torna-se muito importante, com o intuito de saber em que quadro

2.2 Revisão da Legislação Portuguesa Para o Autoconsumo 5

Figura 2.2: Atlas de Vento Europeu de 2010

se encontra o autoconsumo e quais as regras a ele aplicado. Com a alteração do decreto de lei,

ficou bem demarcada a diferença da Unidade de Produção de Autoconsumo (UPAC) e Unidade

de Pequena Produção (UPP). Nas UPP, a produção de energia tem como objetivo a venda total

da energia elétrica produzida à RESP. Por sua vez, as UPAC podem ter ou não ligação à RESP,

visto que o objetivo destas é produzir apenas a energia elétrica necessária para o consumo próprio.

No entanto, pode beneficiar da ligação à RESP, no ponto em que pode ser vendido o excedente

produzido à RESP ou a terceiros. Segundo o ponto 2 do artigo no1, as UPP que produzam energia

elétrica a partir de uma tecnologia de energia renovável pode ter uma ligação à RESP até 250kW.

Como é de notar, para o autoconsumo quanto melhor for o dimensionamento do sistema para a

potência necessária exigida pela instalação, menor vai ser a potência que vai ser introduzida na

rede, por isso, passa a haver uma divisão das UPAC quanto à potência que pode gerar e se estas

estão ou não ligadas à RESP, visto que esta vai ter implicações a nível de registos, fiscalização e

licenças para poder operar. Como tal, e sob alçada dos pontos 3, 6, 7 e 8 do artigo 4o, é estabelecido

o seguinte regime de controlo prévio para as UPAC’s, exemplificado na seguinte tabela 2.1.

Como é possível ver na tabela 2.1, o utilizador pode fazer a injeção de excedentes na rede

elétrica. Segundo o ponto 1 do Artigo 23.o, se a potencia instalada for inferior a 1MW e se a

instalação se encontrar ligada à RESP, então o produtor pode celebrar um contrato de venda da

eletricidade produzida e não consumida. Esta remuneração tem de ir ao encontro do Artigo 24.o,

sendo esta dada pela equação 2.1.

RUPAC,m = E f ornecida,m×OMIEm×0,9 (2.1)

O parâmetro E f ornecida,m representa a energia fornecida no mês ’m’, em kWh, e o parâmetro

6 Estado da Arte

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

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

para Portugal, relativos ao mês ’m’. Como se pode perceber do ponto de vista em que o produtor

pode receber dinheiro pelos excedentes, a remuneração de excedentes é positivo. Como se pode

observar através da equação 2.1 a venda de energia por parte do produtor é inferior a 10% do valor

a que este compra, o que não parece ser um bom incentivo a aplicação da ligação da rede elétrica,

o que pode ter sido uma estratégia, por parte deste DL, para fazer acentuar a diferença entre as

UPAC e as UPP, obrigando com isto também a fazer os dimensionamentos das UPAC o melhor

possível, diminuindo injeções na rede.

Também, no caso das UPAC que sejam dotadas de ligação à rede elétrica, é importante realçar

o Artigo 25.o, no qual está presente a compensação fixa que as UPAC devem pagar mensalmente

durante 10 anos, após a obtenção do certificado de exploração, sendo este valor dado pela seguinte

equação:

CUPAC,m = PUPAC×VCIEG,t ×Kt (2.2)

A compensação que é paga em cada mês está relacionada com potência instalada da UPAC,

que se encontra no respetivo certificado de exploração, tendo em conta o VCIEG,t , que é uma parcela

referente à recuperação dos CIEG da UPAC, sendo esta medida em e por kW, para o ano ’t’. Já

a parcela Kt pode variar entre 0% e 50%, no qual o seu valor está relacionado diretamente com

potência instalada na UPAC, e vai depender do peso que esta representa no total da potência

instalada do centro de eletroprodutores do SEN (Sistema Energético Nacional).

2.3 Sistemas Distribuídos de Produção de Energia 7

Tabela 2.1: Requisitos para criação de UPAC

Dimensão das UPAC ligadas à RESP S/ligação à RESP

<200 W 200-1500W1,5kW -1MW

>1MW"Emilha"

Registo XComunicação

Previa

Controlo Prévio /CertificaçãoExploração

Licença deExploração

ComunicaçãoPrevia

Taxas deRegisto

X Isento SimSim (aplicável ao

respetivoregime)

Isento

Equipamentode Contagem

X XSim. Com

TelecontagemSim. Com

TelecontagemX

Remuneraçãode Excedente

Apenas comregisto

Apenas comregisto

XX (Terá de serdefinida comcontraparte)

X

"Pool"CUR, caso

exista registoCUR, caso

exista registoCUR Outro X

Acordo de Comprade Energia

Isento Isento Sim Sim X

2.3 Sistemas Distribuídos de Produção de Energia

Os sistemas de produção de energia podem dividir-se em dois grupos, sendo eles os que têm

ligação à rede ou os que funcionam de forma autónoma.

Nos sistemas que se encontram ligados à rede deve-se ter uma grande preocupação de como a

energia produzida é enviada para a rede. Contudo, estes sistemas apresentam grande importância,

visto que podem diminuir a carga de energia exigida no sistema distribuição, assim como diminuir

as perdas no mesmo, já que as UPAC são instaladas no local de consumo. Além disto, no caso

de haver falhas do sistema de distribuição, estas UPAC podem garantir parte da energia necessária

para o consumo.

Os sistemas autónomos, como o próprio nome indica, são sistemas de produção de energia

isolados. Estes podem servir como maneira de garantir energia elétrica em locais remotos ou

locais onde não é viável fazer uma extensão da rede elétrica. Uma desvantagem destes sistemas

é que têm de recorrer a acumuladores de energia, para que quando houver um aumento da carga

exigida ao sistema, este possa responder a esse pedido, ou no caso de não a haver a produção

desejada, seja mantido durante um certo período de tempo energia no sistema.

No caso dos sistemas autónomos, se não houver produção por parte da tecnologia utilizada,

como é exemplo o painel fotovoltaico em períodos noturnos, pode recorrer-se ao sistema híbrido.

Os sistemas híbridos baseiam-se na utilização de mais que uma tecnologia para a produção de

energia, podendo ser essas tecnologias de produção de energias provenientes de fontes renováveis

ou não. Estes têm como objetivo, colmatar falhas de produção de energia elétrica de ambas as

tecnologias utilizadas, tornando o sistema mais eficiente, ou seja, no caso extremo para os painéis

fotovoltaicos, em que não é possível produzir energia elétrica durante a noite, esta falha pode ser

8 Estado da Arte

solucionada com geradores que utilizem combustíveis fosseis, ou como é caso desta dissertação

em que pode ser utilizado um gerador eólico, caso este tenha condições de produção.

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

Outro ponto que deve ser tomado em conta na aplicação de um sistema híbrido, é a possi-

bilidade deste poder usufruir de um sistema de armazenamento. A vantagem de um sistema de

armazenamento prende-se no facto de este poder colmatar falhas de produção do sistema híbrido,

ou em alguns casos poder mesmo fazer alimentação das cargas durante algum tempo, sem a pre-

sença da potência produzida pelo sistema.

Na imagem 2.5, referente ao artigo [1], é possível observar a transição de energia entre os

várias partes do sistema híbrido. É interessante observar que alimentação das cargas é totalmente

provida pelo sistema híbrido. É de apontar que, a partir das 16:00, a potência gerada pelo sistema

híbrido é inferior à potência requisitada pelas cargas. Devido à aplicação do sistema de armazena-

mento a potência requisitada pelas cargas é fornecida sem problemas. Além disto, observa-se que

durante o tempo em que é produzida mais energia do que aquela que é necessária, à um aumento

da carga da bateria.

Figura 2.5: Diagrama do Sistema Hibrido com Armazenamento [1]

2.4 Sistemas de Micro-geração Fotovoltaica 9

2.4 Sistemas de Micro-geração Fotovoltaica

2.4.1 Efeito Fotovoltaico

O efeito fotovoltaico é caracterizado pela conversão da energia solar, no espectro visível, em

energia elétrica, sendo as células fotovoltaicas responsáveis por essa conversão.

Este acontecimento foi datado historicamente por Edmond Becquerel, em 1893, sendo também

de importância referir que este efeito foi confundido pelo efeito fotoelétrico. Edmond Becquerel

verificou que quando placas metálicas, mais propriamente prata ou platina, eram inseridas numa

solução eletrolítica e seguida de uma exposição à luz, era formado uma diferença de potencial.

Como tal, é relevante fazer a diferenciação entre o efeito fotovoltaico do efeito fotoelétrico.

O efeito fotoelétrico foi confirmado por Heinrich Hertz, em 1887, sendo posteriormente expli-

cado por Albert Einstein, em 1905. Este processo ocorre aquando da emissão de eletrões a partir

de um material, normalmente metálico, depois da sua exposição a radiações eletromagnéticas de

frequência alta. Para tal acontecer, a frequência deve ser tão mais alta que permita que os fo-

tões energizem os eletrões do material, para que seja criado o efeito fotoelétrico, é claro que essa

frequência vai depender do material.

Já o efeito fotovoltaico, como foi referido anteriormente, é caracterizado pelo surgimento de

uma tensão elétrica num material semicondutor aquando à sua exposição a luz visível.

2.4.2 Princípio de Funcionamento da Célula Fotovoltaica

As células fotovoltaicas são dispositivos, compostos por materiais semicondutores, que per-

mitem transformar energia luminosa em energia elétrica, como foi referido no ponto anterior.

Para exemplificar o funcionamento da célula fotovoltaica, vai ser utilizado, como semicondu-

tor, o silício, visto que este é muito abundante no nosso planeta e é mais utilizado a nível mundial.

O silício é um elemento químico que pertence ao grupo dos semimetais, constituído por 14

protões e 14 eletrões, apresentando, assim, 4 eletrões de valência. Para a composição do cristal

de silício, este partilha 1 eletrão de valência com um átomo vizinho, ou seja, atinge a estabilidade

quando tiver os 4 eletrões de valência partilhados, sendo representado na figura 2.6 as ligações de

um cristal puro de silício.

Quando se apresenta neste estado significa que o átomo de silício completou a sua banda de

valência, que neste caso é ter oito eletrões. No caso do silício, para se conseguir quebrar uma

ligação covalente é necessário uma energia superior a 1,12 eV, como consequente os eletrões

conseguem ultrapassar a banda de valência e passar para a banda de condução.

Na célula fotovoltaica, o silício vai funcionar como semicondutor, isto é, vai ficar entre camada

doadora e a camada receptora de eletrões. No caso da camada doadora pode ser utilizado o fósforo

(tipo N) e no caso da receptora pode ser utilizado o boro (tipo P). Como se pode perceber, vão

haver duas zonas distintas, uma zona que vai estar sobrecarregada, visto que com a adição do

fosforo se vai encontrar um eletrão livre, ou seja, vai ficar carregado negativamente, por outro lado

a camada de boro que se encontra em contacto com o silício na parte inferior, vai criar uma camada

10 Estado da Arte

Figura 2.6: Silício com 4 eletrões de valência partilhados

instável devido à falta de um eletrão, ficando positivamente carregada. Como apenas não chega ter

as camadas instáveis, visto que a transição de eletrões vai ocorrer, mas não infinitamente, ou seja,

apesar dos fotões energizarem os eletrões, estes não vão conseguir passar da camada N para a P.

Como tal, é necessário que se faça a ligação externa entre o terminal positivo, que se encontram

na parte inferior, com o terminal negativo, que se encontra na parte superior, permitindo, assim, o

fluxo de eletrões. Consequentemente pode aproveitar-se este processo para a obtenção de energia

elétrica.

2.4.3 Tipo de Células Fotovoltaicas

Atualmente as células fotovoltaicas têm uma eficiência baixa. Existem células com eficiên-

cias mais elevadas, mas estas apresentam um custo elevado mais elevado, devido ao seu processo.

Um desses casos são células fotovoltaicas no qual é utilizado arseneto de gálio como material

semicondutor, que devido ao seu custo elevado é mais utilizado na indústria espacial. As célu-

las fotovoltaicas mais utilizadas no mercado são aquelas que têm na sua constituição o silício,

que neste caso é o material semicondutor, podendo este apresentar três tipos distintos de células,

sendo estas: células de silício monocristalino, células de silício policristalino ou células de silício

amorfo. As células de silício monocristalino são aquelas que apresentam rendimento elétricos su-

perior, na ordem dos 16%, para usos comerciais, apesar de haver células deste tipo que são usadas

em investigação que chegam aos 24%. Apesar, de serem as que apresentam rendimentos superi-

ores, são aquelas que têm custos mais elevados, já que é necessário um processo laboral superior

para obtenção de pureza dos mesmos. No caso das células de silício policristalino, apesar de o seu

rendimento rondar os 14% para uso comercial, estas têm a vantagem de ter um custo de fabrico

mais baixo, em relação às células de silício monocristalino. Por último, temos as células fotovol-

taicas de silício amorfo que apresentam uma taxa de eficiência que ronda os 8%, visto que esta

apresenta um grande grau de desordem na estrutura dos átomos, tendo como vantagem o baixo

custo para a sua produção. Apesar das células de silício serem as mais utilizadas a nível mundial,


atualmente existem as células fotovoltaicas de perovskita que apresentam rendimentos de aproxi-

madamente 15% 2, sendo alvos de estudo devido a estas apresentarem flexibilidade e uma certa

transparência. Além disto, como têm uma arquitetura mais simples, o custo de produção torna-se

inferior ao custo de produção da célula de silício, tendo apenas o inconveniente de utilizar na sua

constituição pequenas quantidades de chumbo, sendo este um material tóxico.

Figura 2.7: Célula Fotovoltaica de Perovskita

Ainda este ano, a FEUP, juntamente com a EFACEC, vendeu uma patente deste tipo de painéis

por cinco milhões de euros 3, o que mostra o potencial que este tipo de célula pode representar no

futuro.

Ao longo deste ponto, foram feitas a várias referências aos valores baixos de eficiência das

células fotovoltaicas, apesar disto, não se pode comparar com os módulos ou painéis fotovoltaicos

que apresentam eficiências mais elevadas.

2.4.4 Modelo Elétrico da Célula Fotovoltaica

Para se modelar um painel solar, deve-se primeiramente perceber como funciona eletricamente

o composto mais pequeno do painel, ou seja, a célula fotovoltaica. O circuito equivalente da célula

fotovoltaica pode ser observada no seu modelo ideal, através da imagem 2.8, isto é, sem contar

com as perdas que ocorrem durante o efeito fotovoltaico.

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

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

da célula fotovoltaica, como características da célula fotovoltaica, esta troca só se dá segundo a

direção de camada N para a camada P, encontrando-se dependente da tensão U aos terminais da

célula. A corrente ID pode ser definida através da seguinte equação 2.3:

ID = IO× (eV

m+VT −1) (2.3)

2www.ifsc.usp.br/ ineo/news/index.php?posid = 6913noticias.up.pt/feup-e-efacec-vendem-patente-por-5-milhoes-de-euros/

12 Estado da Arte

Figura 2.8: Esquema Equivalente Ideal da Célula Fotovoltaica

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

ao valor de tensão que se encontra aos terminais da célula, sendo m o fator de idealidade do díodo,

caso se calcule m como valor ideal, este terá o valor "1", caso contrário terá de ser inferior a "1".

Além disto, a célula fotovoltaica também vai depender dos valores de temperatura, que influ-

enciam diretamente no valor da tensão da mesma, como vai ser demonstrado na fórmula 2.4

VT =KTq

(2.4)

Através da observação da fórmula, percebe-se que T é a temperatura a que se encontra a célula,

enquanto que VT é a tensão térmica, K representa a constante de Boltzman (1.38*10-23 J/K) e q é

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

VD =VO (2.5)

I = IL− ID (2.6)

Por substituição na equação 2.6 pela 2.3, obtém-se a equação 2.7:

I = IL− IO× (eV

m+VT −1) (2.7)

Como anteriormente foi apresentado o esquema elétrico ideal da célula fotovoltaica, as perdas

eram ignoradas, mas sabemos que estas afetam o desempenho da célula. No circuito da figura 2.9

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

Figura 2.9: Esquema Equivalente Real da Célula Fotovoltaica


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

ocorre devido à junção PN e de tensão devido à migração dos portadores de carga do semicondutor

para os condutores elétricos da célula. Quando se estuda as células fotovoltaicas deve-se constatar

duas importantes características, que são a corrente de curto-circuito (Icc) e a tensão em circuito

aberto (V ca).

Figura 2.10: Esquema em Curto Circuito

Pela aplicação das leis de Kirchoff ao circuito representado na figura 2.10, podemos dizer que:

Isc = IL− ID− IP (2.8)

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

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

Podendo simplificar a fórmula anterior, chegando à expressão 2.9:

Isc = IL− IO× (eV+RS×I

m+VT −1)− V +RS× IRP

<=> Isc = IL (2.9)

Figura 2.11: Esquema em Circuito Aberto

A figura 2.11 representa o modelo em circuito aberto da célula fotovoltaica, podendo dando

origem à equação 2.10:

I = IL− ID− IP (2.10)

Através do modelo do circuito aberto, representado na figura 2.11 consegue-se concluir que Ioc

é igual a zero, como a resistência Rp é muito elevada, I p vai ser zero, podendo achar-se a corrente

14 Estado da Arte

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

esquação 2.11:

Ioc = IL− IO× (eVoc+RS×I

m+VT −1)− V +RS× IRP

<=> IO = Isc× (e−VocVT ) (2.11)

O desempenho da célula fotovoltaica não é constante, havendo vários fatores externos que

impliquem na alteração dos valores elétricos da mesma. Estes fatores podem ser a radiação solar,

o espectro solar, a temperatura de funcionamento (que depende da radiação solar e da velocidade

do vento), o ângulo de incidência da radiação solar nos módulos fotovoltaicos e as resistências

internas. Na imgem 2.12 está presente a curva de potência característica de um célula fotovoltaica,

assim como a curva de relação da corrente com o a tensão da célula.

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

2.4.5 Parâmetros Externos que Afetam o Desempenho das Células Fotovoltaicas

As células fotovoltaicas, como já foi falado anteriormente, vão depender da irradiação inci-

dente e da sua distribuição espectral, mas também vão depender da temperatura em que estas

operam. Irradiação incidente vai ter um fator de influência sobre as resistências RP e RS. Com

irradiação alta, a resistência Rs pode reduzir a eficiência da célula, caso esta não tenha sido proje-

tada para essas condições. No caso de irradiações baixas, a resistência Rp pode reduzir a potência

elétrica gerada, como se pode observar na imagem 2.13. Este é um facto relevante para a escolha

de uma painel elétrico, mas não um fator restritivo, já que se deve ter em conta outros pontos,

como o custo, a durabilidade e garantia dos mesmos.

2.4.5.1 Influência da Irradiação Solar

A irradiação solar afeta a curva I-V de uma célula fotovoltaica. Com o aumento da irradiação

solar a corrente gerada cresce linearmente, por sua vez a tensão de circuito aberto aumenta de

forma logarítmica, caso não haja a variação de temperatura, como se pode ver na imagem 2.14 [2].


a) b)

Figura 2.13: a) Efeito de RS e b) Efeito de RP na curva I-V de uma Célula Fotovoltaica[2]

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

através da equação 2.12.

Isc = Iscstc×G

1000(2.12)

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

testes de Condições-Padrão (Standard Test Conditions - STC). Estes testes são controlados ao

nível das condições de irradiação e temperatura, que normalmente tomam os valores de 1000 Wm2 ,

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

2.4.5.2 Influência da temperatura

Com o aumento da temperatura das células fotovoltaicas há uma queda do valor da tensão que

esta consegue gerar. Por sua vez, a corrente aumenta, mas que a nível de potência gerada este

aumento de corrente não é significativo para compensar as perdas de tensão, sendo isto observável

a partir da figura 2.15.

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

eles:

• Coeficiente de Variação do Voc com a Temperatura, β ;

• Coeficiente de Variação da Isc com a Temperatura, α ;

Os valores dos coeficientes são achados através de outro teste que é feito num ambiente con-

trolado, denominado de Temperatura Nominal de Operação da Célula (Nominal Operating Cell

Temperature - NOCT). Estes testes são controlados ao nível das condições de irradiação e tempe-

ratura, que normalmente tomam os valores de 800 Wm2 , para o valor de irradiação, e a temperatura

toma valores entre os 40oC e 50oC. Através das formulas 2.13 e 2.14 determina-se a variação do

Voc e da Isc com temperatura.

Voc =Vocstc× (1+β × (T −25)) (2.13)

16 Estado da Arte

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

Isc = Iscstc× (1+α× (T −25)) (2.14)

2.4.6 Algoritmos de Seguimento de Ponto Máximo de Potência - MPPT

Os painéis solares, que são utilizados a nível comercial, neste momento têm uma eficiência

que varia entre os valores 14% e 19%, por isso, os algoritmos de controlo são muito importantes,

visto que são estes que vão permitir aproveitar o máximo de potência que os sistemas fotovoltaicos

podem gerar. Existem vários métodos de controlo, mas o que se baseiam MPPT ganham grande

relevância, do ponto de vista em que são mais específicos para este tipo de sistemas. Existem

vários MPPT, sendo alguns deles enumerados de seguida:

• Perturbação e Observação (Perturb and Observe - P&O);

• Condutância Incremental(Incremental Conductance - INC);

• Tensão Constante;

• FeedBack de Corrente (ou Tensão);

• Lógica Difusa;

• Circuito Aberto;

• Redes Neuronais.

Nos próximos pontos serão analisados alguns métodos MPPT.

2.4.6.1 Método de Perturbação e Observação

Este método é conhecido por estar sempre a tentar aumentar a tensão a que o painel se encontra

e através da medição do valor da potência que o painel está a gerar, se se verificar que houve um


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

aumento da potência este continua a tentar procurar o ponto máximo de potência, caso contrário, é

lhe dado um decremento de passo, com o intuito de diminuir a tensão de maneira a que se encontre

novamente o ponto de potência máximo. Quando é encontrado o ponto máximo de funcionamento,

este fica a flutuar em volta desse ponto, visto que aumenta e decrementa o passo sucessivamente,

como se pode observar na imagem 2.16.

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

No fluxograma, representado na figura 2.17, podemos observar um possível algoritmo que se

pode aplicar neste controlo.

2.4.6.2 Método de Incrementação e Condutância

Este método de controlo é um pouco mais sofisticado do que o falado anteriormente. Este

utiliza o valor da condutância incremental do painel, dIdV , com o objetivo de achar o ponto máximo

de potência, que tanto para o P&O e o INC é quando dPdV = 0. Este método tem como objetivo

encontrar a tensão à qual a condutância é igual à incrementação da condutância, ou seja, dIdV =− I

V ,

exemplificado na imagem 2.18. Em condições de variações da irradiação solar, este consegue obter

melhores resultados que o método P&O, visto que este permite saber a que distância se encontra,

relativamente ao MPP, achando com mais facilidade esse ponto. Como tal, se os passos forem

18 Estado da Arte

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

muito grandes este pode achar o MPP com mais velocidade, diminuindo a sua exatidão, ou pode

observar-se o contrário, que é a demora do encontro do MPP.

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

A partir do fluxograma, representado na figura 2.19, percebe-se o funcionamento do algoritmo

que pode ser aplicado para este método de controlo.

2.4.6.3 Método de Tensão Circuito Aberto (OV)

Empiricamente, o MPP encontra-se a entre de 70% e 80% do valor de tensão de circuito

aberto. Os vários pontos MPP que resultam das variações atmosféricas, não têm um impacto

muito significativo sobre a tensão do painel[11], sendo assim, é possível assumir que o painel opera

sempre muito próximo do valor MPP. Com este método, é então utilizado uma tensão de referencia

que é sempre comparada com a tensão a que painel está a funcionar, consequentemente é achado

o erro entre os valores de tensão, sendo posteriormente controlado o duty-cycle do conversor de

eletrónica de potência.


Figura 2.19: Fluxograma do Método INC [4]

2.4.6.4 Método de Tensão Constante(CV)

O método de tensão constante é conhecido por ser um dos métodos mais simples de aplicar.

O ponto de operação do painel é colocado num valor proximo do MPP. Isto, deve-se ao facto

deste controlador utilizar a comparação do valor de tensão, que esta a ser gerada pelo painel, com

uma tensão de referência fixa. Normalmente, a tensão de referência é o valor MPP que é dado

pelo fabricante do painel. Este utiliza o ponto de tensão de referência fixa porque é assumido que

as variações da temperatura e da irradiação não são significantes. Na prática, o MPPT CV pode

nunca achar a posição exata do MPP, baixando, assim, a sua eficiência[4].

2.4.7 Estrutura de Inversores Fotovoltaicos

Nas aplicações atuais dos painéis fotovoltaicos é normal encontrá-los ligados em série, mas

as suas ligações podem ser divididas segundo uma estrutura que vai ser implementada para sua

utilização. Caso estes painéis sejam para ser ligados à rede é necessário a aplicação de um con-

versor DC/AC, mas nos casos das tensões serem inferiores ao valor de pico da tensão AC da rede

elétrica, pode ser necessário a utilização de conversor DC/DC elevador. Como tal, a aplicação dos

conversores DC/DC vão depender da estrutura ao qual vão aplicados.

A aplicação de conversores DC/DC, além de permitir a elevação da tensão para os valores

desejados, ganha cada vez mais importância, do ponto de vista, em que lhes podem ser aplicados

os métodos MPPT, o que pode ser uma mais valia para o sistema. Consequentemente o conversor

DC/AC fica responsável por modular a corrente AC em tensão e fase, para ser possível injetar na

rede elétrica.

Na imagem que vai ser apresentada de seguida temos as estruturas que são mais utilizadas [5].

20 Estado da Arte

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

Na figura 2.20 a), estamos perante uma estrutura centralizada. Esta é conhecida por ser utili-

zada em aplicações de potências elevadas, fazendo com que o custo do sistema seja mais baixo,

visto que só utiliza um conversor DC/AC, e por ser um sistema simples de aplicar. Por sua vez, não

é possível ter o máximo rendimento de cada painel, devido a estes se encontrarem divididos por

séries, contribuindo para um menor rendimento do sistema em geral. Outra desvantagem inerente

à utilização deste tipo de estrutura, é a paragem de todo o sistema no caso de haver alguma falha

no conversor.

Na figura 2.20 b) estamos perante uma estrutura do tipo string, no qual estão vários painéis

em serie ligados a conversor DC/AC. Este apresenta melhores resultados do que a estrutura falada

previamente. No entanto, o sistema apresenta um custo mais elevado devido à utilização de vários

inversores. Contudo, tem a vantagem de caso um dos conversores deixar de funcionar, só os

painéis que estão a este associados a este é que não geram energia para o sistema.

Na imagem 2.20 c), estamos na presença de uma estrutura que pode ser uma das que pode

ter maior relevo nas instalações, sendo esta a multi-string. A diferença para a estrutura b), está

na utilização de conversores DC/DC por cada string, o que lhe permite também a utilização de

métodos MPPT, conferindo um rendimento superior e ao mesmo tempo uma diminuição do custo

inicial do sistema devido à utilização apenas de um conversor DC/AC.

O esquema da figura 2.20 d) é uma estrutura modular. Este é o que tem maior rendimento,

visto que cada painel tem um conversor que otimiza o seu ponto de funcionamento. Apesar disto

apresenta o inconveniente de ter um custo mais elevado na sua instalação. Porém pode ser vanta-

joso do ponto de vista em que pode ser considerado um sistema "plug-and-play".

2.5 Sistemas de Micro-geração Eólica

Normalmente quando se fala de energia eólica pensa-se imediatamente na turbinas eólicas de

grande produção, que em Portugal têm uma produção bastante considerável, tendo um peso de

2.5 Sistemas de Micro-geração Eólica 21

19,4% na produção de eletricidade, ficando assim no segundo lugar do ranking do europeu e mun-

dial, segundo dados estatísticos do Eurostat [12]. Mas indo ao encontro desta dissertação, a micro-

geração pode apresentar um grande contributo para a produção de auto-consumo. Uma prova da

importância deste tipo de geração de energia é o investimento em pesquisas e no aparecimento de

produtos portugueses com bons níveis de eficiência disso é o aparecimento de mini/macro turbinas

da T.Urban e da Omniflow, sendo a Omniflow mais recente e contendo uma particularidade bas-

tante interessante, já que podem ser adicionados painéis fotovoltaicos, transformando esta turbina

num sistema híbrido.

2.5.1 Conversão Mecânica da Energia Eólica

A conversão da energia eólica em energia mecânica, vai depender diretamente da energia

cinética de uma massa de ar (m) que ultrapassa a turbina eólica a uma velocidade (v), demonstrada

na equação 2.15:

Ec =12

mv2 (2.15)

Por observação da imagem 2.21, o fluxo de ar que ultrapassa a área da turbina com direc-

ção perpendicular à secção transversal do cilindro, com uma velocidade v, transforma a energia

cinética da massa de ar em energia mecânica, produzindo um binário mecânico no rotor do aero-

gerador.

Figura 2.21: Fluxo de Ar Ideal [6]

Num conceito ideal, a energia cinética da massa de ar pode ser reescrita, dando origem à

equação 2.16, no qual se leva em consideração a área da turbina (A), a densidade do ar (ρ), o

volume da geometria G (Var) e a deslocação da massa de ar (d). Através da 2.16, conseguimos

saber potência que é possível retirar da velocidade do vento, visto que a potência é a derivada da

energia em relação a um intervalo de tempo, dando origem à equação 2.17.

Ec =12

mv2 =12

ρVarv2 =12

ρAdv2 (2.16)

Pt =dEc

dt=

12

ρAdt

v2 =12

ρAv3 (2.17)

22 Estado da Arte

Mas tal conceito não é observável na realidade, o que acontece vai ao encontra da figura 2.22.

Este fenómeno foi provado, em 1919, pelo físico alemão Albert Betz, no qual este explica que o

fluxo da massa de ar perde velocidade quando ultrapassa a turbina, ou seja, a velocidade de esteira

vai ser menor que a velocidade de escoamento, observando-se, assim, o fenómeno de efeito de

esteira, no qual existe uma desaceleração axial do vento no plano perpendicular à área cilíndrica

da turbina eólica e por outro lado ocorre um desvio de forma tangencial do vento, aumentando a

área do fluxo de ar, representado pela secção A2.

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

Como tal, a energia disponível do vento não pode ser totalmente extraída para produzir energia

mecânica. Para tal acontecer a massa de ar teria de ter toda a sua energia cinética nula no fim

passagem pela turbina, ou seja, esta teria de ter velocidade nula, em v2. Através da figura 2.22,

é possível reescrever a formula da potencia que pode ser extraída do vento, sendo esta dada pela

equação 2.18:

Pext =12

ρAv3 =12

ρ(A1v31−A2v3

2) (2.18)

Considerando a Lei de Betz, no qual o escoamento se mantém num regime constante e sem

perdas, a velocidade na secção da turbina vai ser igual à media da velocidade de escoamento não

perturbado e à velocidade esteira:

12

ρA1v21 =

12

ρA2v22 (2.19)

Pext =12

ρAdt

v2 =12

ρAdt(v2

1− v22) =

12

ρAv1 + v2

2(v2

1− v22) (2.20)

Sabendo então a potencia de vento disponível, através da equação 2.17, e a potencia que se

consegue extrair do vento, através da equação 2.20, consegue-se obter a relação entre as duas,

como segue na equação 2.21, sendo esta relação designada de coeficiente de potência (CP):

Cp =PextPt

=(v1 + v2)(v2

1− v22)

2v31

=12(1− v2

2

v21)(1+

v2

v1) (2.21)

Com a equação 2.21 temos então uma relação entre a velocidade de escoamento não pertur-

bado e a velocidade de esteira, consequentemente, a partir da derivação da mesma, consegue-se

saber quando é que esta tem o seu valor máximo:


d(PextPt

)

d( v2v1)

=12[−3(

v2

v1)2−2

v2

v1+1] = 0 (2.22)

Aplicando então a fórmula resolvente, em ordem a v2v1

, obtém-se:

v2

v1=

13

(2.23)

A partir do momento que se obtém o valor para o qual coeficiente de potência é máxima

(CPmax), podemos achar o limite de Betz, que, neste momento, é o valor ideal de coeficiente de

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

CPmax ' 0.593 (2.24)

O coeficiente de potência como se pode perceber vai estar dependente do tipo de turbina que

é utilizada para a captação do vento, podendo este ser expresso em função da razão de velocidade

das pás (Tip Speed Ratio - TSR), λ , sendo este calculado através da equação 2.25, no qual ωr re-

presenta a velocidade angular do rotor, Rr representa o raio de rotação do rotor e v1 é a velocidade

de escoamento não perturbado.

λ =Rrωr

v1(2.25)

Algumas turbinas eólicas tem movimento das pás, permitindo que estas rodem segundo o seu

eixo longitudinal, o que vai permitir mudar a força que o vento exerce na hélice, ou seja, existe uma

alteração do angulo da hélice em relação ao vento, designado de ângulo de passo (Pitch Angle),

β . Na figura x, pode observar-se a alteração do coeficiente de potência com alteração do TSR e do

Pitch Angle.

2.5.2 Principais Componentes dos Sistemas de Produção Eólicos

Na atualidade, existem vários tipos de sistemas de produção de energia eólica. Apesar disso,

estes têm vários componentes “chaves” que acabam por serem comum a quase todos os tipos de

sistemas eólicos, sendo eles: a turbina eólica, o motor-gerador, transformador, a eletrónica de

potência e em alguns casos a caixa de velocidades.

Através deste conjunto de dispositivos aparecem os dois tipos de sistemas geradores eólicos,

que vão ser mencionados de seguida.

2.5.3 Tipo de Turbinas Eólicas Segundo a Posição do Rotor

As Turbinas Eólicas podem ser dois tipos tendo em conta a direção em que se encontra o seu

eixo, dividindo-se em turbinas de eixo horizontal ou vertical. Dependendo do sítio e da potência

em que esta vai se localizar, vai alterar o seu tamanho do seu diâmetro, que neste momento aquela

24 Estado da Arte

Figura 2.23: Componentes Base de Aerogerador

que tem maior comprimento de hélice é da Samsung, que tem 83,5 metros de comprimento, que

pertence a um gerador eólico marítimo 4.

Figura 2.24: Maior Hélice do Mundo

2.5.3.1 Tipo de Turbinas de Rotor Verticais

Uma das características das turbinas verticais é estas apresentarem calhas, sendo nestas que

vai ocorrer o arrasto aerodinâmico responsável por criar a energia elétrica a partir do vento.

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

ao vento.

4http://www.tecmundo.com.br/energia-eolica/53969-lamina-de-turbina-eolica-de-83-metros-e-transportada-por-caminhoes.htm


As turbinas verticais podem ser diferenciadas pela disposição das calhas segundo o rotor. As

três mais conhecidas são o rotor do tipo Savonius, Darrieus e a H-Rotor. Além destas, como já foi

falado mais acima temos a Omiflow.

Figura 2.25: Turbinas Verticais

Na figura 2.25, temos a representação cada tipo de turbina vertical podendo ser a comparação

entre cada uma. Neste caso o rotor de Savonius apesar de ser mais simples é aquela que apresenta

menor eficiência, visto que apenas é movido com arrasto do ar e apresentar maior eficiência para

ventos fracos, o que lhe dá uma eficiência que ronda os 20%. Já no caso do rotor de Darrieus,

que pode ser constituído por duas ou três pás, utiliza no seu movimento, além do arrasto do ar,

forças de sustentação permitindo-lhe alcançar eficiências que podem se aproximar dos 40%, para

ventos fortes. Com o avanço dos estudos nesta área, também apareceu um sistema híbrido deste

tipo de turbinas, no qual integra o rotor de Savonius e o rotor de Darrieus, conferindo-lhe as

potencialidades dos dois sistemas, visto que um funciona melhor para ventos fracos e outro para

ventos fortes.

2.5.3.2 Tipo de Turbinas de Rotor Horizontais

As turbinas de rotor horizontais são na atualidade as mais utilizadas, do ponto de vista que

conseguem aproveitar a força de arrasto do ar e ao mesmo tempo aproveitarem as forças de sus-

tentação para produzirem energia elétrica a partir do vento. É de notar, que os rotores em que

predomina a rotação por efeito das forças de sustentação, têm maior capacidade de produzir ener-

gia elétrica, do que aqueles em que maior parte do seu movimento se deve às forças de arrasto.

Uma particularidade das turbinas com rotor horizontal, é a necessidade de um sistema que faça

com que eixo do rotor se encontre perpendicular à trajetória do vento, com intuito de aumentar a

conversão da energia eólica em energia elétrica. Consequentemente, pode fazer-se uma distinção

quanto à disposição em que eixo do rotor se pode colocar perante o movimento do vento, podendo

ser downwind, caso as hélices se encontrem a jusante do vento, ou upwind, caso as hélices se

encontrem a montante do vento, como é possível ver na figura 2.26.

26 Estado da Arte

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

No mercado normalmente vê se com mais frequência as turbinas com 3 lâminas, visto que estas

são as mais flexíveis para diferentes níveis de vento, mas as turbinas podem ser constituídas por

uma lâmina ou multilâminas. Com o aumento do número de pás é facilitado o arranque do gerador

eólico. Consequentemente, vão apresentar um número mais baixo de rotações, para velocidades

de vento mais elevados.

2.5.4 Limitações Aerodinâmicas

Como é possível observar na imagem 2.27, os aerogeradores são projetados para funcionar a

determinadas velocidades, como tal é necessário haver um controlo sobre os mesmos, para não

pôr em causa o seu bom funcionamento.

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

Sendo assim, através do gráfico de potência, representado na imagem 2.27, é possível dis-

tinguir duas zonas restritas. A primeira zona é conhecida como a velocidade de cut-in, partir


velocidade a potência do aerogerador vai aumentando até chegar à velocidade nominal. Quando

é ultrapassado o valor da potência nominal, vai começar a haver perdas aerodinâmicas mais acen-

tuadas, como tal a potência gerada começa a diminuir. Se a velocidade da turbina continuar a

aumentar, vai chegar a um ponto para qual não foi dimensionada, como tal pode atingir o seu

limite de carga mecânico, no qual esta deve deixar de funcionar, ou seja, atingiu a zona de cut-out.

Com estes dados, percebe-se que deve haver limitações a nível da potência gerado pelo aerogera-

dor. Também deve-se ter em conta que a velocidade angular do rotor deve permanecer constante

ou em valores predefinidos para as regiões de funcionamento da turbina, isto acontece tendo em

conta o facto que no caso de haver alguma falha elétrica, no qual o gerador deixasse de produzir

binário eletromagnético, o rotor começaria a elevar a sua velocidade até um ponto em que a turbina

não estaria preparada para aguentar, podendo mesmo levar à sua destruição. A limitação da potên-

cia gerada e da velocidade angular pode ser efetuada a partir da variação do angulo de passo, β ,

no qual existe a rotação da hélice segundo o seu eixo longitudinal. Para os sistemas com controlo

ativo, esta variação pode ser obtida a partir do controlo do ângulo de passo (Pitch Control) ou pela

entrada em perdas dinâmicas ativas (Active Stall Control). No caso dos aerogeradores, em que as

hélices são fixas, então este controlo pode ser exercido através de perdas aerodinâmicas passivas

(Stall Control).

No Stall Control, representado na alinea a) da figura 2.28, a geometria das hélices faz com que

haja uma limitação da força de sustentação para velocidade superiores à nominal, atuando, assim,

como um travão. Este tipo de controlo tem a vantagem de não necessitar de partes móveis, como tal

há uma diminuição ao nível dos custos de manutenção, assim como não necessita de um controlo

de passo da hélice muito complexo, em comparação com outros métodos apresentados. O único

senão deste tipo de controlo, reside na baixa precisão para a previsão da potência gerada, após a

ultrapassagem da velocidade nominal da turbina eólica, assim como a incerteza do comportamento

aerodinâmico quando são impostas as perdas aerodinâmicas devido à forma das pás.

O Pitch Control, representado na alinea c) da figura 2.28, é utilizado em turbinas eólicas de

velocidade variável, sendo este um controlo em que, quando a turbina chega à sua velocidade

nominal, as pás vão sendo rodadas com um angulo de passo que é aumentado progressivamente

com o aumento da velocidade. Isto permite que as pás da turbina exerçam cada vez menos força ao

vento, diminuindo assim o angulo de ataque da turbina. Como consequência deste método direto

de controlo das hélices, o aerogerador consegue aproveitar velocidades mais altas, permanecendo

mais tempo à velocidade de produção nominal.

O Active Stall Control, representado na alinea b) da figura 2.28, é a junção dos dois métodos

falados anteriormente, visto que utiliza a geometria das hélices como travão (Stall Control), mas

utilizando a rotação longitudinal das hélices (Pitch Control) em conjunto permite controlar de

forma mais precisa a potência gerada pela turbina, implicando uma diminuição do número de

ângulos de passo efetuados pelas hélices, para tal acontecer.

28 Estado da Arte

Figura 2.28: Tipos de Limitações Aerodinâmicas [3]

2.5.5 Conversão da Energia Mecânica em Energia Elétrica

Para a conversão da energia mecânica, proveniente da turbina eólica, em energia elétrica é

necessário a utilização de um gerador. As soluções que mais aparecem no mercado são geradores

trifásicos de corrente alternada, podendo estes ser síncronos ou assíncronos. Estas também podem

ser classificadas segundo o sistema de conversão eólico, podendo ser velocidade fixa ou variável.

2.5.5.1 Geradores Eólicos de Velocidade Fixa

Num sistema de conversão eólico de velocidade fixa, a velocidade da turbina é determinada

pela frequência da rede, o número de par de polos do gerador, o deslizamento da máquina e

do caixa de velocidades da mesma. No caso de não haver grandes alterações da velocidade do

vento, a turbina pode não alterar a sua velocidade, havendo, por sua vez, alteração no binário

magnético, o que implica diretamente a alteração da potência de saída da mesma. Os geradores

mais utilizados para este caso são os geradores de indução. O normal destes aerogeradores é serem

limitados através das limitações aerodinâmicas, como o Pitch Control,Stall Control ou Active Stall

Control, falados no ponto anterior. Como estes se encontram ligados diretamente à rede, torna-

se necessário o uso de compensadores de potência reativa, com o objetivo de reduzir ou mesmo

eliminar a potência reativa que possa ser consumida pelo próprio gerador. A vantagem deste

sistema encontra-se no seu baixo custo e alta fiabilidade. Porém, não consegue produzir tanta

energia como os sistemas de velocidade variável.

2.5.5.2 Geradores Eólicos de Velocidade Variável

Os sistemas de conversão eólico de velocidade variável têm uma grande vantagem face aos

de velocidade fixa, visto que permitem alterar a velocidade da turbina, adaptando-se, assim, à

velocidade do vento, permitindo aumentar o nível de eficiência do aerogerador, visto que permite

a absorção das flutuações de potência, como contribuir para a diminuição dos esforços mecânicos

feitos sobre a transmissão. Além disto, a partir de controlos de busca do ponto máximo de potência

(MPPT), é possível manter a potência mecânica no valor nominal. Estes normalmente têm nas suas


configurações conversores estáticos, podendo ter a presença do barramento intermédio entre dois

conversores, permitindo o controlo da potência reativa e ativa entre a rede, facilitando também o

arranque e a travagem do sistema eólico, já que permite fazer a separação do controlo do sistema

mecânico e do sistema elétrico, sendo isto observável no próximo ponto.

2.5.5.3 Geradores Síncronos aplicados em Aerogeradores de Velocidade Variável

Os geradores síncronos são muito utilizados em Sistemas de Energia Isolados, fazendo o con-

trolo da energia reativa do sistema. Dentro dos geradores síncronos temos os geradores síncronos

de ímanes permanentes (Permanent Magnet Synchronous Generator - PMSG) e o gerador sin-

crono de rotor bobinado(Electrically Excited Synchronous Generator - EESG), representados nas

imagens 2.29 e 2.30, respetivamente.

Figura 2.29: Gerador Síncrono de Ímanes Permanentes

Figura 2.30: Gerador Síncrono de Rotor Bobinado

A configurações utilizada na imagem 2.29 e na imagem 2.30 são muito idênticas, estando a

única diferença na alimentação do rotor da EESG, que permite fazer um controlo direto do binário

do gerador, visto que se pode controlar a excitação do rotor através do conversor AC/DC, que

faz a ligação entre a rede e o rotor bobinado, e, por consequente, ter o controlo da velocidade

em toda a gama de funcionamento da mesma, melhorando, assim, o seu desempenho. Em ambos

os geradores é possível fazer o controlo separado da potência ativa e reativa. No entanto, no

PMSG o conversor que fica do lado da turbina é responsável pelo controlo do binário do gerador,

30 Estado da Arte

ou seja, para permitir a aceleração ou abrandamento da velocidade da turbina, este deve ter em

conta as forças resultantes do binário mecânico e elétrico, para obter o melhor desempenho. Os

conversores do lado da rede estão responsáveis por manter a tensão do barramento e ao mesmo

tempo do trânsito de potência reativa entre o sistema e a rede, tendo em conta o desfasamento

da corrente e a tensão. A desvantagem do EESG perante o PMSG é a necessidade do EESG

necessitar de anéis e escovas na sua configuração, para lhe permitir a excitação do rotor bobinado,

encarecendo o sistema devido à manutenção do mesmo. Já o PMSG apresenta um custo mais

elevado devido à utilização de ímanes permanentes, apesar disto, deve-se ter em conta que este é

mais eficiente porque com o uso dos ímanes permanentes são diminuidas as perdas de joule. Isto

implica um aumento de rendimento da máquina geradora. Apesar disto deve-se ter em atenção

que as sobrecargas do PMSG pode levar à desmagnetização dos ímanes. Também é importante

mencionar, que o PMSG não é aplicável a geradores de grande de porte, visto que seria necessário

aumentar o tamanho dos ímanes permanentes e o que implicava um aumento do peso e do tamanho

do rotor.

2.5.5.4 Geradores Assíncronos Aplicados em Aerogeradores de Velocidade Variável

Os geradores assíncronos são muito utilizados nos dias que correm, apresentando algumas

vantagens sobres os geradores síncronos. Em relação aos geradores síncronos, estes são caracte-

rizados por serem de baixo custo, robustos e de precisarem de pouca manutenção, apresentando,

também, uma resposta dinâmica boa, permitindo-lhe gerar potência a velocidade variável. Es-

tes tanto podem ser utilizados em sistemas de energia isolados como com ligação à rede. Estes

apresentam desvantagens a nível do consumo de potência reativa, podendo ser usados bancos de

condensadores ou utilizando o controlo de conversores de potência. Sendo de seguida demons-

trada a topologia do gerador de indução duplamente alimentado (Doubly Fed Induction Generator

- DFIG), representado na imagem 2.31.

Figura 2.31: Gerador de Indução Duplamente Alimentado


O DFIG apresenta uma configuração no qual os terminais do estator estão conectados dire-

tamente à rede e os terminais do rotor estão ligados aos conversores de eletrónica de potência.

Através da imagem 2.31, observa-se que o conversor que se encontra do lado do rotor da máquina

é responsável pelo controlo das correntes rotóricas, tendo dois objetivos distintos, no qual o pri-

meiro é controlar a variação da velocidade de rotação do aerogerador, e além deste controlo da

potência ativa e reativa entre o aerogerador e a rede. O conversor que se encontra do lado da rede

é utilizado para manter a tensão no barramento intermédio, este não é independente do conversor

que se encontra do lado do gerador, visto que é este que lhe vai impor a corrente que passa nele.

As vantagens deste residem na possibilidade de controlar a potência de saída da máquina, com

a variação da velocidade. Além disto, o custos dos conversores são mais baixos em relação aos

outros tipos de máquinas, já que parte da potência produzida pela máquina pode ser entregue di-

retamente à rede através do estator, enquanto que os conversores apenas lidam com cerca de 1/3

da potência do gerador. As desvantagens deste tipo de configuração prende-se no facto de ter de

haver a manutenção dos anéis e escovas que são necessários para a excitação do rotor, aumentando

o custo do sistema, e devido à própria configuração deste não permitir uma velocidade variável da

turbina em toda a sua gama de funcionamento.

2.5.6 Controlos MPPT Aplicados a Aerogeradores de Velocidade Variável

Com o uso das turbinas eólicas de velocidade variável, foi necessário arranjar métodos de

controlo que conseguissem retirar a máxima potência do vento. Com a utilização da eletrónica

de potência é possível fazer a variação da velocidade angular do rotor da turbina para que este

se encontre num ponto máximo de potência (Maximum Power Point - MPP). Como tal, foram

aparecendo vários algoritmos de pesquisa de pontos máximo de potência (Maximum Power Point

Tracking - MPPT), havendo alguns que servem como base para os algoritmos mais sofisticados

que se encontram no mercado, sendo eles: o PSF(Power Signal Feedback), o TSR (Tip-Speed

Ratio) e o HCS (Hill Climb Search) [13].

2.5.6.1 Controlo Tip-Speed Ratio (TSR)

O controlo TSR tem como objetivo regular a rotação do gerador de maneira a que este encontre

o valor de TSR ótimo para a velocidade de vento, com intuito de produzir a potência máxima para

esse valor de rotação. Como tal, é necessário que seja medido a velocidade de escoamento não

perturbado e a velocidade de rotação da turbina. Além disto é necessário um conhecimento prévio

dos valores ótimos de TSR da turbina. Na figura 2.32, está presente um diagrama de blocos, que

permite perceber, de uma maneira sucinta, o funcionamento deste tipo de controlo[13].

2.5.6.2 Controlo Power Signal Feedback (PSF)

Para o controlo PSF é necessário, em primeiro lugar, o conhecimento da curva de potência

máxima da turbina que vai ser utilizada, podendo estes dados ser obtidos através de simulações ou

resultados experimentais. Depois disto, consegue-se para cada velocidade de rotação da turbina

32 Estado da Arte

Figura 2.32: Controlo de TSR

saber qual o valor de potência ótima para esse ponto. Na figura 2.33 está representado, através de

diagramas de blocos, o funcionamento deste tipo de controlo[13].

Figura 2.33: Controlo de PSF

2.5.6.3 Controlo Hill Climb Search (HCS)

Este tipo de controlo é conhecido por fazer a procura do ponto ótimo de funcionamento da

turbina, sendo este ponto a relação entre potência que o gerador está a produzir e a velocidade

de rotação da turbina. A vantagem perante os métodos de controlo falados anteriormente, é que

este não necessita de saber nenhuns dados da turbina. Este apenas necessita de saber a rotação

a que se encontra a turbina e a potência que está a ser gerada. Muitas vezes vê-se este método

referenciado como método de Perturbação e Observação (P&O) porque a partir do controlo é au-

mentado,através de pequenos passos, a velocidade do rotor do gerador até que é atingido o valor

máximo de potência. Sendo achado o valor de potência máximo, o algoritmo faz com que veloci-

dade do rotor oscile nesse valor, aumentando e diminuindo os passos, sucessivamente, permitindo

saber se houve alterações da velocidade do vento e como tal achar um novo ponto de potência

máxima para essa velocidade. Como nos métodos anteriores, a figura 2.34 demonstra de uma

maneira básica o funcionamento deste controlo.

2.6 Topologia de Conversores 33

Figura 2.34: Controlo de HCS

2.6 Topologia de Conversores

2.6.1 Conversores DC/DC

Os conversores DC/DC são conhecidos por terem a capacidade de garantir o fornecimento de

uma tensão continua controlada, a partir de fontes continuas não reguladas. Para tal, estes uti-

lizam na sua composição elementos ativos, sendo estes os transístores, e os elementos passivos,

como são exemplo disso as bobinas, condensadores, diodos e resistências. As tensões continuas,

que estes são capazes de manter, normalmente é controlada a partir da modulação de largura de

pulsos (PWM). O PWM está relacionado diretamente com a razão cíclica (duty-cycle), estando o

duty-cycle responsável pelos variação dos valores de tensão, de maneira a que seja produzida uma

tensão continua na saída do conversor. Estes conversores podem ser preparados para trabalhar no

modo contínuo ou descontínuo. Isto vai depender da corrente que se encontra na bobina do con-

versor. No modo contínuo, a bobina nunca descarrega entre as mudanças de ciclos do conversor,

enquanto que no modo descontínuo a bobina é descarregada totalmente entre ciclos. Quanto à

topologia, estes podem ser divididos entre dois grandes grupos: conversores isolados e não iso-

lados. Dentro dos conversores isolados encontram-se: flyback, forward, push-pull, meia ponte e

ponte completa. Nos conversores não isolados temos: o elevador, o abaixador e o bidirecional. De

seguida vão ser apresentados alguns dos conversores falados acima.

2.6.1.1 Conversor Abaixador (Step-Down ou Buck)

O conversor abaixador, representado na imagem 2.35, é conhecido por permitir ter uma tensão

de saída (Vout) igual ou inferior à tensão de entrada (Vin). Isto é permitido através da energia

armazenada na bobina L, durante os ciclos de abertura e fecho do transistor T. A presença do

conversor C é importante para que a tensão de saída seja mantida dentro do valor desejado, sendo

responsável pelo ripple de Vout .

O funcionamento do conversor esta divido em duas partes, sendo estas definidas pela abertura

e fecho do transístor. Quando o transístor se encontra fechado a corrente que circula no circuito

carrega a bobina, o condensador e a carga. Quando o transístor se encontra aberto, o diodo iD vai

começar a conduzir, desenergizando a bobine. Consequentemente, a bobina faz com que a sua

energia acumulada alimente a carga.

34 Estado da Arte

Figura 2.35: Esquema elétrico do conversor abaixador [5]

Através da análise do circuito é achado o ganho do conversor, isto é, a relação entre o Vout e

Vin, dado pela equação 2.26:

(Vin−Vout).δ .T =−Vout(1−δ ).T <=>Vout

Vin= δ (2.26)

Na equação 2.26, δ é o valor da razão cíclica (duty-cycle), ou seja, valor que varia entre 0 e 1,

que faz com que aumente ou diminua o tempo de abertura e fecho do transistor, durante um ciclo

de tempo T.

2.6.1.2 Conversor Elevador (Step-up ou Boost)

O conversor elevador, representado na imagem 2.36, tem como objetivo fazer com que seja

possível apresentar na saída de um sistema um Vout igual ou superior a Vin.

Figura 2.36: Esquema elétrico do conversor elevador [5]

O conversor elevador é composto por dois estados. Num primeiro estado, enquanto o transístor

se encontra fechado a bobina é carregada pela corrente que lá passa, não havendo passagem de

corrente para o restante circuito. Quando o transístor passa ao estado de abetura, então o díodo iDcomeça a conduzir. Com isto, o condensador e a carga são agora alimentadas não só pelo Vin, mas

como também pela bobina, que se encontra energizada devido ao estado anterior, elevando, assim,

o Vout para valores superiores ao de Vin. A relação entre o Vout e o Vin é dado pela equação 2.27:

VinδT = (Vout −Vin)(1−δ )T <=>Vout

Vin=

11−δ

(2.27)


Através da equação 2.27 conclui-se que quanto menor for o duty-cycle (δ ) maior vai ser a

tensão à saída do conversor.

2.6.1.3 Conversor Elevador/Abaixador (Step-up/down ou Buck-Boost)

Este conversor, como o próprio nome indica, consegue incorporar em si, o funcionamento dos

conversores elevadores e abaixadores num circuito apenas. Como tal, este conversor consegue

garantir na sua saída valores superiores ou inferiores de tensão em relação à entrada deste, com

um modelo simples, no qual utiliza apenas um transístor, como é possível ver na imagem 2.37.

Figura 2.37: Conversor Buck-Boost [8]

Este tem dois estados de funcionamento que são dados pela abertura e fecho do transistor.

Quando o transístor se encontra fechado, a corrente flui pela bobina, fazendo com que esta seja

carregada, aumentando assim a sua energia. Com a abertura do transístor, passa a entrar em con-

dução o díodo, fazendo com que a energia armazenada na bobina seja entregue à carga, permitindo

também o carregamento do condensador. O que faz com que a tensão de saída seja menor ou maior

que a tensão de entrada vai ser a razão cíclica que vai ser imposta ao transístor[8].

Este conversor, também pode ser dotado de um fluxo de corrente bidirecional entre a entrada

e a saída do mesmo, isto é, alterando um pouco a topologia do conversor e com uma configuração

simples, como a representada na imagem 2.38, consegue-se controlar a entrada ou saída do con-

versor. Este topologia ganha, portanto, um pouco mais de relevo, visto que pode ser aplicado no

sistema híbrido, como ponte entre o sistema de armazenamento e o barramento DC.

Esta configuração quando está a funcionar no modo abaixador, o transístor da parte do abaixa-

dor encontra-se fechado, enquanto o transístor da parte elevadora encontra-se aberto. Isto acontece

quando se encontra na bobina uma corrente positiva, permitindo que a corrente fluía do ponto de

tensão mais elevado, representado por Vd na imagem 2.38, para o ponto de tensão mais baixo.

Quando na bobina se encontra uma corrente negativa, apenas o bloco boost, representado na

imagem 2.38, se encontra ativo. Neste caso, a corrente fluí do ponto mais baixo de tensão para o

ponto mais elevado, representado por Vd .

36 Estado da Arte

Figura 2.38: Conversor Buck-Boost Bidirecional [8]

2.6.2 Conversores DC/AC

Os conversores DC/AC são normalmente conhecidos por inversores. A sua principal função

é gerar na saída do inversor uma onda AC, com uma componente fundamental ajustada em fase ,

frequência e amplitude para satisfazer as necessidades de uma aplicação particular, a partir de uma

ou várias fontes DC [9]. As fontes de corrente contínua podem ser fontes de corrente ou fontes

de tensão. Isto implica uma divisão dos inversores em dois grupos, sendo eles representados na

imagem 2.39.

Figura 2.39: Classificação da Topologia do Inversor de Acordo com Tipo de Fonte (tensão oucorrente) [9]

Para esta dissertação vão ser analisados os VSI, visto que o inversor DC/AC, que vai ser

aplicado para as cargas AC monofásicas, vai ter como fonte de tensão um barramento DC.

2.6.2.1 Meia Ponte VSI (Monofásica)

O inversor meia Ponte, representado na imagem 2.40, é um inversor de dois níveis monofásico.


Figura 2.40: Inversor Meia-Ponte [9]

É composto por um braço com dois transístores, sendo que cada um deste tem conectado em

antiparalelo um díodo de roda livre, com intuito de providenciar um caminho de corrente negativa

através do comutador. Este tem na sua configuração dois condensadores que permitem dividir

a tensão DC e permitem que haja um ponto de ligação com tensão de 0V, sendo este o ponto

médio da carga. A carga, é então ligada entre este ponto médio e a saída do braço inversor,

mais concretamente ao nó a, como está representado na imagem 2.40. Este inversor é controlado a

partir de sinais binários que são aplicados aos transístores, isto é, quando o transístor recebe o valor

"1"esta passa a fechado, no caso de receber o sinal "0"este passa ao estado aberto. Além disto,

neste inversor os transístores são comutados intercaladamente, ou seja, quando um se encontra

ativo ou tem de se encontrar desativado, o que faz com que haja apenas dois valores de tensão na

saída. As tensões de saída em relação ao funcionamento do transistor são representados na tabela

2.2

Tabela 2.2: Estados de Comutação e Valores de Tensão de Saída do Inversor

Estado deComutação

Sinal daGate (Sa)

Tensão deSaída

1 1 Vdc/22 0 -Vdc/2

2.6.2.2 Ponte H VSI (Monofásica)

O conversor DC/AC em Ponte H, representado na imagem 2.41, é também um modelo muito

popular. Basicamente, este modelo apresenta na sua configuração dois braços ligados paralela-

mente entre si, que permitem na saída, mais precisamente nos nós a e b, as tensões representadas

na tabela 2.3. Neste conversor, os braços são comutados independentemente.

Em comparação com o conversor de meia ponte, este tem mais tensões de saída, como é

possível observar na tabela 2.3. Visto que este apresenta 3 níveis de tensão à saída é classificado

como um conversor multinível.

38 Estado da Arte

Figura 2.41: Conversor em Ponte H [9]

2.7 Sistemas de Armazenamento

Os sistemas de armazenamento são, hoje em dia, um tema que cada vez ganha mais impor-

tância. Isto deve-se ao aumento da utilização de produções de energias provenientes de recursos

renováveis. Um grande problema da produção de energias através de recursos eólicos e solares

está implícito no seu caráter imprevisível, isto é, não sabe concretamente quanta energia é que

cada um desses pode produzir. Consequentemente se houver um excesso de produção podemos

ter problemas, do ponto de vista em que o consumo possa ser inferior ao valor de produção. Por

outro lado, temos o problema inverso, no qual o consumo se encontre mais elevado que a pro-

dução. Portanto o armazenamento pode ser nestes casos o ponto em que é criado a estabilidade

do sistema de energias. Um grande inconveniente do armazenamento de energia está no facto

que esta não pode ser armazenada no seu estado elétrico, podendo então ser armazenados sobre a

forma de energia mecânica, química ou térmica. Para esta dissertação, as que vão ser estudadas

são os acumuladores químicos, que é o exemplo das baterias. Apesar de não ser estudado os super-

condensadores, é importante realçar que estes também estão ser muito estudados, aparecendo em

aplicações juntamente com os conjuntos de baterias.

2.7.1 Armazenamento Químico

As baterias são acumuladores químicos, que apresentam duas funções, o armazenamento e

descarga de eletricidade a partir da alteração dos seus ciclos de carga ou descarga. Estas con-

seguem transformar a energia química em energia elétrica, através das reações eletroquímicas, e

vice-versa. Apresentam vantagens ao nível da baixa manutenção, não apresentando emissões no-

civas e ruído [10]. Existem várias tecnologias dentro dos armazenamentos químicos, sendo elas as

baterias de chumbo ácido, níquel- cádmio, níquel-hidreto metálico, iões de lítio, polímero de lítio,

etc. Na imagem 2.42, está presente a divisão de cada tipo de baterias, sendo estas comparadas a

nível da sua densidade energética e potência que conseguem descarregar a determinada taxa de

descarga.

O preço das tecnologias de baterias está também relacionado com a sua densidade energética,

quanto maior for a sua densidade energética maior será o preço, podendo ser isto observado na

imagem 2.43, além disso na imagem estão presentes outras tipos de armazenamento.

2.7 Sistemas de Armazenamento 39

Tabela 2.3: Estados de Comutação da Ponte H

Estados deComutação

Sinal naGate Sa

Sinal naGate Sb

Tensão deSaída

A 1 0 VdcB 1 1 0C 0 1 -VdcD 0 0 0

Figura 2.42: Distribuição das Tecnologias de Baterias pela Densidade Energética [10]

Figura 2.43: Distribuição dos Tipos de Armazenamento em Função dos Custos de Investimento[10]

40 Estado da Arte

Capítulo 3

Sistema Híbrido Proposto com Base nosDados do Cliente

3.1 Análise de Perfil de Cliente

Com intuito de tornar esta dissertação aplicável a um caso prático, foi necessário arranjar um

cliente para o qual se ia adotar a implementação do sistema híbrido autónomo. Foi então decidido

aplicar este estudo ao edifício J, pertencente ao Departamento de Eletrotecnia da FEUP. Depois de

definido o cliente, passou-se a uma recolha dos dados de consumo elétrico. A FEUP facultou os

dados diários do consumo de potência do edifício J, sendo estes relativos ao ano de 2014. Para este

edifício, sendo um edifício de aulas, foi definido um horário de funcionamento de 12 horas, ou

seja, das 8 horas às 20 horas, sendo considerado o consumo noturno como um consumo residual.

Através dos dados obtidos, foi feito um gráfico do consumo médio de energia diário por mês, que

se pode observar na imagem 3.1, para comparar com os dados relativos à irradiação solar que pode

ser utilizada pelos painéis e vento disponível durante esse mesmo espaço de tempo. Nos pontos

seguintes os dados vão ser analisados diariamente, visto que num espaço temporal de um mês

vai implicar mais erros a nível de dimensionamento no número de painéis fotovoltaicos, turbinas

eólicas e baterias.

Figura 3.1: Gráfico Relativo à Média de Consumo Diário por Mês

Com o gráfico, presente na imagem 3.1, observa-se que os meses de Agosto e Setembro são os

41

42 Sistema Híbrido Proposto com Base nos Dados do Cliente

meses em que o consumo é inferior. Isto é possível, já que Agosto corresponde ao mês de férias

e Setembro ser o início de aulas, com tal, existe um menor uso do departamento J. A partir do

SW Excel foram compilados os dados do cliente. Com base nesses dados, chegou-se ao valor de

20,2kWh de consumo médio por hora.

3.2 Software de Recolha de Dados Para o Sistema Fotovoltaico e Eó-lico

Como se sabe cada região tem valores diferentes de irradiação solar e de velocidade de ventos

diferentes. Tendo isso em vista, foi necessário saber os recursos solares e eólicos que se podem

contar na localização do edifício J. Para se conhecer tais dados foi utilizado o SW PVsyst 6.3.8,

que é um software que tem uma base de dados para ambos os sistemas. Consequente passou-

se a escolher a estação meteorológica que se encontra mais próximo da localização do edifício

do cliente. Para este caso, a estação meteorológica que se encontra relativamente mais próxima

do edifício J é a Estação Meteorológica da Serra do Pilar. Nos próximos dois pontos vão ser

analisados os dados obtidos ao nível da irradiação solar e da velocidade do vento.

3.2.1 Análise de Dados de Irradiação Solar

Para estes dados foi utilizada a opção do programa Global Tilted Plane e uma escala temporal

para um ano. A vantagem da utilização desta opção é que permite obter os dados segundo o

somatório da potência disponível de irradiação solar por m2 durante um dia, tendo em conta a

irradiação global e difusa, as horas de irradiação solar de cada dia e a inclinação do painel. Para a

inclinação do painel foi utilizado o valor de 36o. O valor de 36o para o ângulo do plano inclinado

foi achado através do PVsyst, como o melhor ângulo para sistemas fixos. Com estes dados foi

feito o gráfico da 3.2. Os dados foram dados em tabela para serem usados posteriormente para o

cálculo de números de painéis a utilizar.

Figura 3.2: Potencia da Irradiação Solar por m2 durante cada mês do ano

3.3 Desenho do Sistema 43

Através da observação da imagem 3.2, percebe-se que os meses em que os valores de irra-

diação são mais altos são em Junho, Julho e Agosto. Os meses mais críticos são Novembro,

Dezembro e Janeiro.

3.2.2 Análise de Dados de Velocidade do Vento

Com o SW PVsyst foi permitido auferir os dados diários da velocidade do vento durante o

mesmo ano. Através destes dados foi feita a média diária correspondente a cada mês, com o

objetivo de saber em que meses do ano pode ser maior a captação da energia eólica. Através da

imagem pode-se observar que a velocidade do vento acaba por ser mais constante que a irradiação

solar ao longo do ano, tendo em conta os valores médios.

Figura 3.3: Velocidade média para cada mês do ano

Através deste gráfico, da imagem 3.3, pode-se concluir que a velocidade do vento, para o

local escolhido, apresenta um perfil mais constante que o da irradiação, apesar de apresentar uma

velocidade baixa.

3.3 Desenho do Sistema

O desenho do sistema proposto na 3.4 está estruturado segundo um diagrama de blocos, com

o intuito de facilitar a análise de cada subsistema que vai ser analisado nos pontos seguintes.

Nesse diagrama, está presente um barramento DC que vai permitir a interligação com todos os

outros sistemas. É de realçar a presença do barramento DC secundário. Este foi utilizado com

o objetivo de garantir estabilidade da tensão para o consumo da cargas DC. Outro aspeto da sua

utilização, reside no facto de que hoje em dia, cada vez mais se usa os LED’s para iluminação,

como tal a utilização deste barramento ganha mais relevância, visto que iria diminuir o numero de

conversões de energia, além de haver uma diminuição de custos do ponto de vista em que seria

desnecessário utilizar conversores AC/DC para alimentar estas cargas, sendo este tipo de sistemas

bastante defendidos, havendo mesmo nos Estados Unidos uma organização, chamada Emerge

Alliance 1, que está a promover este tipo de instalações.

Apesar da energia excedente poder ser entregue à rede, está não vai ser analisada a nivel das

simulações, visto que o ideal será diminuir ao máximo estes possíveis excedentes. Além disto,1http://www.emergealliance.org/


no Capitulo 2, mais concretamente na parte em que é analisada o DL, a injeção na rede deve ser

uma questão muito bem analisada porque esta pode não ser a melhor solução para o consumidor,

visto que a energia que este pode vender é paga a um valor inferior aquele que se encontra a ser

exercido no mercado. Contudo neste trabalho vai-se tentar optimizar o uso da energia elétrica

produzida, dotando o sistema híbrido de um subsistema de armazenamento, para que seja possível

a utilização destes excedentes nas situações em que produção seja inferior à demanda de energia

das cargas. Consequentemente num sistema no qual não se dispõe de injeção de energia elétrica na

rede foi necessário utilizar uma resistência de dissipação de energia, que atua quando a produção

de energia é superior ao consumo e o sistema de armazenamento encontra-se na sua carga máxima.

Figura 3.4: Sistema Híbrido Proposto

3.4 Sistema Fotovoltaico

Neste ponto, vão ser estudado alguns painéis comerciais com tecnologias diferentes, com in-

tuito de escolher qual se adapta melhor ao sistema proposto.

3.4.1 Escolha da Tecnologia de Painéis Fotovoltaicos

Como foi referido no estado da arte, existem várias tecnologias de células fotovoltaicas, pre-

sentes nos painéis. Depois da pesquisa efetuada, denota-se que a tecnologia preferencial por parte

dos fabricantes recai nos painéis de silício, podendo estes ser do tipo poli-cristalinos ou mono-

cristalinos. Foram estudados cinco painéis de fabricantes distintos.

Na tabela 3.1 os dados P-C e M-C, significam Poli-Cristalino e Mono-Cristalino, respetiva-

mente. Com base nos dados da tabela pode concluir-se que o Painel Canadian Solar CS6X-305M

é o que apresenta maior eficiência, tendo também a seu favor o preço por Watt(e/W). A garantia

deste é de 10 anos, ao nível do produto, e 25 anos para potência de saída, contando com a per-

centagem de eficiência que é perdido do painel ao longo do tempo, sendo esta de 95% a 97% no

primeiro ano e a 80% aos 25 anos. Com estes dados, esta é a melhor opção, como tal vai ser o que

vai ser utilizado como referência nesta dissertação.2http://solar-panels-review.toptenreviews.com/

3.5 Sistema Eólico 45

Tabela 3.1: Comparação de Painéis Fotovoltaicos

Fabricante Kyocera Canadian Solar Grape Solar Suntech SharpModelo KD315GX-LPB CS6X-305M GS-S-250-Fab5 STP-20/Wdb ND-250QCS

Tecnologia (silício) P-C M-C M-C M-C P-CWp 315 305 250 255 250

Dimensão (m2) 2,19 1,92 1,62 1,63 1,63Eficiência (%) 14,384 0,159 0,154 0,156 0,153e/W2 1,13 0,65 1,43 0,96 1,14

3.5 Sistema Eólico

Neste ponto, vai ser definido qual o aerogerador a aplicar no Sistema Eólico.

3.5.1 Escolha do Aerogerador

O aerogerador escolhido foi o ENAIR30. Esta escolha recai sobre o facto de este existir

presencialmente na FEUP. Além disto, este aerogerador é feito propositadamente para o autocon-

sumo. Além disto apresenta uma gama de funcionamento que se adapta à velocidade de ventos

que varia dos 2m/s aos 60m/s 3. Estas características são importantes já que se encontram dentro

da gama velocidades de vento que são apresentadas na localização do cliente.

3.6 Escolha do Sistema de Armazenamento

Tendo em conta o estudo das baterias, que se encontra no Capítulo 2, a escolha das baterias

vai ter como principal requisito o preço mais económico, visto que para a energia que é necessário

armazenar, estas podem representar um ponto de aumento de custos do projeto. Como tal, a esco-

lha para a tecnologia de baterias recai sobre as baterias de chumbo-ácido. A partir desta escolha,

foram analisadas três baterias. Foi definido que para cada ramo do sistema de armazenamento

a tensão teria de ser 150V. Para os cálculos da tabela 3.2, foi definido que seria necessário um

caso extremo, ou seja, um dia em que não haja irradiação nem vento, fazendo com que as baterias

tenham capacidade para fornecer energia, durante 1 dia.

Tabela 3.2: Comparação das Baterias Chumbo-Ácido

V Ah Preço (e) 4 No de BateriasPor Ramo

No DeRamos

PreçoTotal (e)

Trojan T-105 6 225 132 25 7 23679,33Trojan J305P-AC 6 330 241,12 25 5 29491,53

MK 8L16LTP FLA 6 435 275,44 25 4 25557,35

3www.enair.es


Como se pode observar, a partir da tabela 3.2, o conjunto de baterias que fica mais barato é o

que se encontra composto pelas baterias Trojan T-105, sendo essas as que vão utilizadas para os

cálculos que sejam necessários fazer ao longo da dissertação.

3.7 Comparação dos Dados Do Consumidor com a Aplicação dasTecnologias escolhidas para o Sistema Hibrido

Depois da escolha das tecnologias a aplicar no sistema fotovoltaico e no sistema eólico, foi

feito um estudo em que se compara o consumo do cliente, antes e depois de ser aplicado. Segundo

os dados do cliente, este tem um consumo médio de 20,2kWh.

Segundo a alinea c), referente ao ponto 1 do Artigo 5.o, a potência instalada não pode ser

superior a duas vezes a potência de ligação. Apesar de não se saber qual o valor da potência

de ligação, esta deve ser superior à potência de consumo médio. Ainda assim, os valores para a

potência instalada não vão ultrapassar o dobro do valor da potência consumida média.

Com recurso ao SW Excel, foram compilados todos os dados do cliente e os dados obtidos do

SW PVsyst. Ao início, foi feita uma tabela que permite obter, com alteração do número de painéis

fotovoltaicos e turbinas eólicas, os valores diários de produção. A partir dos resultados obtidos,

foi feita a tabela de consumo do cliente juntamente com a aplicação da potência gerada a partir do

sistema híbrido.

Um dado a apontar, é que o painel fotovoltaico escolhido tem um preço de custo bastante

baixo, o que pode influenciar a escolha de um maior número de painéis no projeto. Como tal,

vão ser mostrados dois gráficos, um no qual se opta por ter uma maior número de painéis do que

no outro, sem nunca ultrapassar os 40,4kWh, que é o dobro da potência média de consumo do

cliente. Além disto, vai haver uma divisão entre os gráficos mostrados, no qual um se encontra

sem a aplicação do sistema de armazenamento e na outra parte já se encontra com o sistema de

armazenamento.

3.7.1 Influência do Número de Painéis Fotovoltaicos e Turbinas Eólicas Sem Sis-tema de Armazenamento

No primeiro exemplo, que vai ser mostrado, vamos ter um conjunto de 105 painéis e 5 turbinas

eólicas, o que implica uma potência instalada de 39,5kW, enquanto no segundo vamos ter 85

painéis fotovoltaicos e 10 turbinas eólicas, fazendo com que se tenha uma potência instalada de

40kWh.

Nos gráficos, da figura 3.5, quando a linha azul, que representa a diminuição do consumo, fica

com valores negativos, significa que foi produzida mais energia do que aquela que era necessária,

por sua vez, quando esta se encontra com valores positivos, quer dizer que o cliente tem que

recorrer à energia da rede para complementar a energia que se encontra em falta. Tendo isto em

conta e com base nos gráficos, pode concluir-se que o aumento do número de eólicas foi uma mais

4www.altestore.com

3.7 Comparação dos Dados Do Consumidor com a Aplicação das Tecnologias escolhidas para oSistema Hibrido 47

a) 105 painéis fotovoltaicos e 5 turbinas eólicas

b) 85 painéis fotovoltaico e 10 turbinas eólicas

Figura 3.5: Comparação Com o a Diminuição/Aumento do Número de Painéis em Relação aoNúmero de Turbinas Eólicas

valia em termos de energia produzida, visto que nos meses em que a irradiação é mais baixa, a

velocidade do vento tende a ser maior, isto para a localização em que se encontra o cliente. Visto

que a análise dos gráficos é um pouco complicada, já que se encontram muitos valores num espaço

pequeno, foi feita uma tabela que compara ambos, ao nível de preço de cada um dos conjuntos,

poupança anual e rentabilidade. É importante denotar, que para o valor de compra de energia à

rede foi utilizado o valor de 0,16e/kWh, que é o valor da tarifa com valor mais alto para tarifas

baixa tensão normal. Na realidade é possível que a faculdade pague mais por kWh, no entanto

este valor permite fazer as comparações pretendidas.

O consumo anual tem um valor de 14046,19e. Como tal, os valores referentes à poupança

anual e rentabilidade vão incidir sobre este valor, sendo que não foi levado em conta a inflação

do preço da energia elétrica, manutenção e desgaste dos componentes do sistema, sendo que as

tabelas servem apenas como mera observação do que o cliente pode contar com aplicação de cada

proposta. Além disto, para o valor da venda de energia excedente foi usado o valor 0,047e/kWh,

que a remuneração UPAC, ou seja, os 90% do valor e/kWh que se encontra no OMIE.

Com a tabela 3.3, pode concluir-se que o caso a), em que são utilizados 105 painéis e 5

turbinas eólicas, o cliente consegue obter o preço de investimento mais rápido. No entanto, se for

considerada a venda dos excedentes, a poupança anual é um pouco mais alta no caso b), em que é

utilizado 85 painéis fotovoltaicos e 10 eólicas. Para o cálculo da rentabilidade, não foi aplicada a

perda de eficiência dos componentes do sistema híbrido, assim como também não foi levado em

consideração a possível inflação do preço da eletricidade.


Tabela 3.3: Comparação Com a Diminuição/Aumento do Número de Painéis em Relação ao Nú-mero de Turbinas Eólicas sem Sistema de Armazenamento

Poupança AnualSem Vendade Excedentes

Poupança AnualCom Vendade Excedentes

Investimento InicialRentabilidadeSem Venda deExcedentes (anos)

RentabilidadeCom Venda deExcedentes (anos)

a) 10 394,13 e 10 995,05 e 58 835,00 e 5,7 5,4b) 10 347,76 e 11 466,45 e 89 295,00 e 8,6 7,8

3.7.2 Influência do Número de Painéis Fotovoltaicos e Turbinas Eólicas Com Sis-tema de Armazenamento

Como foi visto anteriormente, existe várias alturas do ano em que é produzida energia ex-

cedente. Esta é vendida a um preço inferior de cerca três vezes. Como tal, o sistema de ar-

mazenamento pode ser vantajoso. Além disto, existe casos em que pode ser necessário pagar

compensações pela injeção de energia excedente na rede, ou seja, se o preço a que se vende a

energia excedente, se juntarmos as compensações pela injeção de excedentes, então vai haver uma

diminuição da remuneração da energia produzida e não consumida, o que faz com que o sistema

de armazenamento seja levado em conta.

Para este ponto, vai ser feito um estudo nas mesmas condições que o anterior, ou seja, vai

ser utilizado os mesmos dois casos, um no qual é utilizado 105 painéis fotovoltaicos e 5 turbinas

eólicas e outro em que é utilizado 85 painéis e 10 turbinas eólicas. O sistema de armazenamento

foi calculado para responder a um dia crítico, ou seja, um dia em que não há produção de energia,

sendo esta falha colmatada pelas baterias.

Por observação dos gráficos, representados na imagem 3.6, consegue-se que perceber que no

caso b) existe um maior uso das baterias, diminuindo as possíveis injeções na rede, caso esta

seja utilizada. Ou seja, o caso b) para o uso de baterias é mais aconselhável. Em semelhança

ao ponto anterior, a tabela 3.4 serve para comparar ambos os casos apresentados. E como se

pode observar, o caso a) consegue ser rentabilizado mais rapidamente, devendo-se isso ao baixo

custos dos painéis. Também se pode concluir, que o uso de baterias implica um aumento do

tempo necessário para o cliente rentabilizar o dinheiro investido. Contudo, no caso b) consegue-se

rentabilizar mais rapidamente o custo das baterias, visto que ao longo do ano tem-se situações

melhores de produção, já no caso de se aplicar um maior número de painéis, vamos ter uma menor

produção nos meses em que o consumo é mais elevado.

Tabela 3.4: Comparação Com a Diminuição/Aumento do Número de Painéis em Relação ao Nú-mero de Turbinas Eólicas sem Sistema de Armazenamento

Poupança AnualSem Venda de

Excedentes

Poupança AnualCom Venda de

ExcedentesInvestimento Inicial

RentabilidadeSem Venda de

Excedentes (anos)

RentabilidadeCom Venda de

Excedentes (anos)A) 10 912,28 e 11 406,03 e 82 514,33 e 7,6 7,2B) 11 457,46 e 12 238,15 e 112 974,33 e 9,8 9,2

3.7 Comparação dos Dados Do Consumidor com a Aplicação das Tecnologias escolhidas para oSistema Hibrido 49

a) 105 painéis fotovoltaicos e 5 turbinas eólicas

b) 85 painéis fotovoltaico e 10 turbinas eólicas

Figura 3.6: Comparação Com o a Diminuição/Aumento do Número de Painéis em Relação aoNúmero de Turbinas Eólicas

Capítulo 4

Escolha Dos Algoritmos MPPT eConversores Para o Sistema Híbrido

Neste capitulo, vão ser analisados os algoritmos MPPT que vão ser implementados no Capítulo

5, tanto para o sistema fotovoltaico, como para o sistema eólico.

Além disso, vão ser escolhidos os conversores que fazem a interação entre cada subsistema

e o barramento DC principal, com o intuito de mostrar o seu dimensionamento e funcionamento,

antes das simulação com os sistemas todos em conjunto.

4.1 Escolha do MPPT a utilizar para Sistema Fotovoltaico

No Capitulo 2, foram descrito alguns algoritmos de funcionamento de MPPT. No artigo [14]

o MPPT INC apresenta uma velocidade mais rápida obtenção do MPP, apresentando também uma

potência gerada superior e em relação ao P&O, mesmo com alterações da irradiação. No artigo

[11] são comparados os valores de eficiência dos MPPT INC, P&O e CV, com a testes a variar a

irradiação. Também nestes a melhor performance pertence ao MPPT INC. A partir dos dados dos

artigos [14] e [11] vai ser escolhido o MPPT INC, por apresentar vantagens a nível de eficiência,

mas a motivo que também ganha relevância passa por este ter a possibilidade de ser adaptável a

qualquer painel, já que não depende de nenhuma característica destes. A dificuldade que vai ser

encontrada para implementação deste, está no passo que lhe vai permitir achar o MPP. A escolha

do passo influência diretamente a velocidade com que este faz a pesquisa do MPP, assim como

implica a precisão deste. Para uma precisão alta, a velocidade de convergência vai ser baixa, o

que vai implicar a diminuição da performance do MPPT para variações rápidas das condições de

irradiação solar.

4.2 Escolha do MPPT a utilizar para o Sistema Eólico

Para a escolha do MPPT a utilizar é preciso saber quais as vantagens e desvantagens dos vários

métodos apresentados. Para o TSR é necessário saber qual a velocidade do rotor e do vento no

51

52 Escolha Dos Algoritmos MPPT e Conversores Para o Sistema Híbrido

momento. Parecendo um método de fácil implementação é preciso ter conta que a medição do

velocidade do vento e da velocidade do rotor deve ser muito precisa. No caso do PSF é necessário

um conhecimento apriori da potência gerada pelo aerogerador para cada velocidade de vento, o

que deve ser feito com simulações ou testes experimentais. No caso do HCS não é necessário um

conhecimento prévio do aerogerador que vai ser utilizado, nem da medição velocidade do vento,

o que faz com que este seja uma boa possibilidade a utilizar [15]. Com base no artigo [13], onde é

feita a comparação dos três métodos, sendo os melhores resultados para o HCS. Como o controlo

do HCS é feito através da variação de passos. Como tal, é esperado, como no caso do método INC

dos painéis, que a maior dificuldade se encontre na escolha do tamanho do passo, a ser utilizado,

porque este influência a velocidade de pesquisa do MPP e a flutuação em torno do mesmo. Por

isso, torna este controlo um pouco mais complexo.

4.3 Conversor DC/DC

O trânsito de potências entre os sistemas geradores de potência e o barramento DC principal,

vai ser permitido através da utilização de um conversor elevador. O conversor elevador é uma mais

valia porque ambos os sistemas funcionam com tensões mais baixas que a do barramento. Além

disto, o controlo do conversor vai ser efetuado por cada respetivo algoritmo de MPPT. Além do

conversor elevador, vai ser aplicado um conversor abaixador entre o barramento DC principal e o

barramento secundário. Com os conversores escolhidos, foi realizado apriori o dimensionamento

dos componentes de cada um, como vai ser possível observar nos próximos pontos.

4.3.1 Conversor Elevador

O conversor elevador vai ser importante tanto para o sistema eólico como para o sistema foto-

voltaico. Como tal, é necessário saber os valores que vão ser usados para a bobina e o condensador,

sendo estes calculados através das seguintes equações[16]:

Lmin =Vin× (Vout −Vin)

4IL× fs×Vout(4.1)

4IL = (0.2−0.4)× Ioutmax×Vout

Vin(4.2)

Na equação 4.2, o parâmetro (0.2−0.4) não é uma subtração, mas sim um valor que se pode

assumir entre 0.2 e 0.4. Este valor representa uma estimação do ripple de corrente da bobina,

sendo este que este varia entre 20% e 40% da corrente de saída.

Coutmin =Ioutmax×δ

4Vout × fs(4.3)

Na imagem 4.1, está representado o circuito de conversor elevador, em malha aberta. Os

valores dos componentes que foram utilizados no PSIM, para o conversor elevador, estão em

concordância com os valores da eólica que foi escolhida para usar no sistema híbrido.

4.3 Conversor DC/DC 53

Figura 4.1: Conversor Elevador em malha aberta

Figura 4.2: Teste do Conversor Elevador - pormenorizado

Quando a eólica se encontra na sua velocidade nominal(250 RPM), esta apresenta uma po-

tência nominal de 1500 W. Para Vin foi assumido o valor de 220 V, que é o valor de tensão aos

terminais do aerogerador quando esta se encontra na sua potência nominal. O Vout tomou como

valor 350 V, que é o valor de tensão que vai ser utilizado para o barramento DC principal. Com es-

tes dados, δ toma o valor de 0.37, através da 2.27. Para a frequência de comutação dos transístores

foi assumido o valor de 10 kHz. Através das equações 4.1 e 4.3, são achados os valores mínimos

para a bobina e condensador, que neste caso são Lmin = 6mF e Coutmin = 23.1uH, assumindo o

4Vout de 2% e adotando um ripple de corrente na bobina de 20% do valor da corrente de saída. O

valor máximo da corrente de saída está diretamente relacionado com a potência que é gerada pelo

sistema eólico. Tendo isto em conta, se a potência é de 1500 W e Vout = 350V, então Iout = 4,26

A para uma carga de 82Ω. Consequentemente, se for assumido que Iout tenha um ripple de 2%,

então o Ioutmax = 4.35 A.

Com a imagem 4.2, temos a simulação do conversor. Pode-se concluir que os valores das ten-

sões e correntes estão dentro dos valores calculados, o que faz com que a bobina e o condensador


estejam bem dimensionados. Também se percebe pelos gráficos de ID e IL que o conversor está a

trabalhar no modo contínuo, visto que quando começa a corrente a passar pelo diodo D, a bobina

não se encontra descarregada.

A imagem anterior mostrou apenas uma parte detalhada do funcionamento do conversor, na

imagem 4.3 temos a tensão de saída do conversor, em malha aberta. Como se pode observar, o

conversor demora pouco tempo a estabilizar a tensão nos 350 V.

Figura 4.3: Tensão de Saída do Conversor Elevador em Malha Aberta

4.3.2 Conversor Abaixador

Em semelhança com o conversor elevador, foi utilizado como frequência de comutação de

10 kHz. Os valores das bobinas e condensadores vão ser dimensionados a partir das seguintes

equações [17]:

Lmin =Vout × (Vin−Vout)

4IL× fs×Vin(4.4)

4IL = (0.2−0.4)× Ioutmax (4.5)

Coutmin =4IL

8×4Vout × fs(4.6)

A ligação entre o barramento DC principal e o barramento DC secundário é feita através do

conversor abaixador, exemplificado na imagem 4.4, que se encontra em malha aberta.

Foi decidido utilizar como tensão de saída do barramento secundário um Vout = 48 V. Como

o barramento DC principal se encontra a 350 V, então vamos ter uma razão cíclica de 0,14. Para

4Vout foi assumido uma variação de 1% de Vout , logo 4Vout = 0.48. Para 4IL assumiu-se que

este teria 20% da variação de Iout , portanto 4IL = 6.25. A partir da imagem 4.5 temos as ondas

que resultam do dimensionamento da bobina e condensador, aplicado ao conversor abaixador.


Figura 4.4: Conversor Abaixador em Malha Aberta

Através dos gráficos, representados na imagem 4.5, conclui-se que o os componentes foram

bem dimensionados, encontrado-se dentro dos valores especificados. Além disto, também se per-

cebe que o conversor se encontra a operar em modo contínuo, visto que a bobina não descarrega

completamente até que o díodo começa a conduzir novamente.

Figura 4.5: Teste do Conversor abaixador em malha aberta - pormenorizado

Na imagem anterior foi representado uma parte detalhada durante o tempo para se confirmar o

funcionamento do conversor abaixador. Na imagem 4.6 pode-se observar o tempo que o conversor

demora pouco tempo a estabilizar nos 48 V.


Figura 4.6: Tensão de Saída do Conversor Abaixador em Malha Aberta

4.3.3 Conversor Bidirecional

A utilização do conversor bidirecional apresenta uma mais valia para o subsistema, a partir

do momento em que este vai ficar responsável pela ligação entre o barramento DC principal e as

baterias. Para a escolha da bobina a utilizar, foram utilizados os cálculos do conversor abaixador. A

bobina é calculada segundo o funcionamento do conversor abaixador, visto que neste as correntes

são mais elevadas [18].

Na imagem 4.7, está representado o conversor bidirecional de dois quadrantes, sendo esta

topologia escolhida, visto que é uma topologia simples de implementar e que apresenta um bom

desempenho. Como para esta dissertação o tema de estudo não é a aplicação de um sistema

de gerenciamento de baterias, esta parte foi simplificada. A simplificação desta parte passa por

representar o conjunto de baterias como um barramento, no qual a resistência utilizada representa

resistência interna da bateria e o condensador representa a capacidade do conjunto de baterias.

Para além disto, é importante ter em conta que o objetivo da utilização de um subsistema de

armazenamento passa por tentar manter a tensão do barramento DC principal estabilizada, ou

seja, quando este se encontre abaixo dos 350 V, estas injetam corrente no barramento, por sua

vez, quando o barramento se encontra acima dos 350 V as baterias devem fazer o uso da energia

excessiva para serem carregadas.

Figura 4.7: Conversor Bidirecional de Dois Quadrantes


Como foi dito anteriormente, o principal objetivo deste conversor é estabilizar a tensão em

350V no barramento principal, sendo o seu controlo baseado em PI’s, como pode ser visto na

imagem 4.8.

Figura 4.8: Controlo do Conversor Bidirecional

No primeiro bloco PI é gerado um erro de tensão, através da comparação do valor de tensão

do barramento, que se encontra do lado esquerdo da imagem, com o valor de referência. O erro de

tensão, que foi gerado a partir da diferença de tensões, é comparado com a corrente que se encontra

na bobina, sendo a partir desta diferença calculada a razão cíclica. Com o intuito de validar a

proposta apresentada, foi testado o controlo aplicando no primeiro condensador uma tensão inicial

de 300 V, enquanto que no barramento, que vai representar as baterias, este é inicializado com 150

V. Consequentemente espera-se que o condensador seja carregado até aos 350 V e depois estabilize

nesse valor. Também é importante referir que a bateria consegue descarregar a 10C e carrega no

máximo a 1C, o que implica que consiga injetar no máximo 100 A no barramento e que apenas

consiga efetuar a carga no máximo a 10 A, sendo estes dados aplicados no primeiro limitador, que

está responsável pelo erro da corrente.

Figura 4.9: Resultado do Conversor Bidirecional

Como se pode observar da imagem 4.9, o conjunto de baterias descarrega no máximo a 100

A e carrega no máximo a 10 A, como era esperado. Além disto, pode-se também observar que o


controlo consegue que o barramento seja carregado e mantenha o seu valor estabilizado.

4.4 Conversor DC/AC Monofásico

Aplicação deste conversor no sistema deve-se à necessidade de satisfazer o consumo de energia

elétrica por partes de cargas AC do consumidor. Como tal, este conversor vai fazer a ponte entre

o barramento DC principal e as cargas AC. Neste caso vai ser utilizado um conversor de ponte

H monofásico e com uma modulação sinusoidal PWM. Na imagem 4.10, está presente o circuito

do conversor utilizado com o controlo do mesmo. Como existem várias técnicas de modulação

foi necessário escolher uma, sendo que a escolha recaiu sobre o método de modulação sinusoidal

PWM unipolar, visto que esta é de fácil implementação, apresentando um bom desempenho e por

ser um método de modulação que é largamente utilizado na indústria. Contudo, este apresenta

desvantagens ao nível de perdas de comutação, já que necessita comutar a frequências altas [9].

Em comparação com o método sinusoidal PWM bipolar, o unipolar apresenta melhores resultados,

visto que no método bipolar apenas existe dois estados de tensão á saída do conversor. Enquanto

que no unipolar, como existe duas ondas sinusoidais portadoras, desfasadas de 180o uma da outra,

é possível controlar os braços do conversor separadamente, acrescentados,assim, mais dois estados

de tensão nula, como possíveis saídas do conversor.

Figura 4.10: Conversor DC/AC em Ponte H com modulação PWM unipolar

Para este tipo de modulação existem dois métodos distintos, sendo eles: o índice de modulação

em amplitude e o índice de modulação em frequência. O método de modulação escolhido foi o

índice de modulação em amplitude, que faz a relação entre a amplitude da tensão AC e amplitude

da tensão DC, como é mostrado na equação seguinte:

ma =VAC

VDC(4.7)

Com a equação 4.7 obtemos o valor de 0,66 para o valor de índice de modulação. A frequência

da onda AC de saída é imposta pelas ondas sinusoidais portadoras, no qual foi aplicado uma

frequência de 50 Hz. O resultado deste valores podem ser confirmados na imagem 4.11.

4.4 Conversor DC/AC Monofásico 59

Figura 4.11: Simulação em PSIM do Conversor DC/AC Dimensionado

Com base na imagem 4.11, o máximo de amplitude que valor de tensão AC que se pode ter é

230 V, podendo este valor ser observado através da onda sinusoidal azul denominada "Vo1". Na

realidade, o que se encontra à saída é onda vermelha com a legenda "Vout".

Capítulo 5

Simulação e Resultados do SistemaHíbrido Proposto

Para a simulação do sistema híbrido proposto foi utilizado o software PSIM, que vai permitir

fazer o desenvolvimento dos algoritmos MPPT escolhidos. Para cada um dos sistemas geradores,

eólico e fotovoltaico, vai ser simulado separadamente, com o intuito de facilitar a explicação dos

resultados obtidos, sendo posteriormente analisado a junção de ambos.

5.1 Implementação Do Sistema Eólico

O algoritmo MPPT implementado foi HCS, sendo a sua escolha justificada no capitulo ante-

rior. Na imagem 5.1 é demonstrado o sistema eólico implementado no software de PSIM.

Figura 5.1: Sistema Eólico em PSIM

Este sistema eólico é divido três subsistemas. O primeiro subsistema é o o conjunto turbina-

gerador, o segundo é o conversor AC/DC e o terceiro subsistema é constituído pelo soft-starter do

gerador.

61

62 Simulação e Resultados do Sistema Híbrido Proposto

5.1.1 Turbina-Aerogerador

O primeiro bloco que vai ser analisado é o conjunto turbina-gerador. Os dados que se tornam

relevantes para o estudo da simulação da turbina Enair30, são o número de polos, as rotações do

rotor à potência nominal e o controlo aerodinâmico que esta usa. Esta turbina está dotada de 24 po-

los, aos 1500Wnominal as suas rotações encontram-se às 250RPM, apresentando aos seus terminais

uma tensão de 220V. O controlo aerodinâmico desta eólica é efetuado através de controlo de passo

variável passivo, o que é conveniente no caso da simulação em PSIM, visto que este apresenta

um bloco de turbina é que é possível fazer o controlo da mesma a partir do controlo de passo. O

único inconveniente é que o modelo utilizado no PSIM não representa as características da turbina

escolhida. Apesar disto, como algoritmo HCS não necessita de informações características da

turbina, pode-se testar a aplicação do mesmo a este caso e ver o seu desempenho. Como foi dito

anteriormente, esta turbina está equipada com controlo de passo. Como tal, sempre que o valor da

potência nominal do gerador é ultrapassada, significa que a velocidade do vento está a aumentar,

para cima de valores pretendidos. Consequentemente o ângulo de ataque das pás da turbina devem

aumentar, com intuito de manter o aerogerador à potência nominal. Sendo assim, foi aplicado um

controlador PI, em que o erro provém da diferença entre a potência mecânica gerada e o valor de

potência nominal, como está representado na imagem 5.2.

Figura 5.2: Pitch Control e Potência Mecânica

Nesta imagem, também mostra o calculo da potência mecânica, que é dada pela equação

seguinte:

Pmec = ωrotor×Tmec (5.1)

Com recurso às ferramentas do PSIM, para se achar a potência mecânica que está a ser ge-

rada, são aplicados dois sensores, um de velocidade e um de binário, como é possível observar na

imagem 5.2. Para a solução a implementar, o sensor de binário não seria necessário, já que para

5.1 Implementação Do Sistema Eólico 63

o controlo HCS apenas se precisa de conhecer a potência elétrica que está ser gerada, sendo esta

medida através das tensões e correntes das fases do motor. Porém este é utilizado em simulação

para confirmar se o controlo está a ser efetuado corretamente. Além disto, o uso de um PMSG,

permite que seja estimado a velocidade e posição do rotor, visto que o PMSG tem como principal

característica o sincronismo das velocidades dos campos eletromagnéticos girantes do estator e do

rotor. Isto seria possível, caso se utilize um seguidor de fase de tensão, como por exemplo o Syn-

chronous Reference Frame Phase Locked Loop (SRF-PLL), conseguindo obter, assim, velocidade

do rotor. Apesar disto, este tipo de estimação da velocidade do rotor não foi utilizado.

5.1.2 Conversor AC/DC

No subsistema de conversão AC/DC, foi utilizado um conversor AC/DC, no qual foi aplicado

um retificador de onda completa monofásico não controlado, seguindo-se de um conversor eleva-

dor. A utilização do retificador deve-se à sua facilidade de implementação, do ponto de vista em

que não é necessário a utilização de uma malha de controlo para estes. Os componentes do conver-

sor elevador foram feitos em conformidade com o capítulo 4. Uma particularidade do conversor

em ponte H não controlado é injeção de harmónicos na corrente, o que implica a deformação da

forma de onda corrente. Com intuito de atenuar estes harmónicos foi utilizado um filtro LC, entre

o conversor de ponte H e conversor elevador.

5.1.3 Sistema Eólico implementado em PSIM

Para confirmar o funcionamento do algoritmo foi necessário arranjar uma série de dados para

simulação. Na imagem 5.3 temos a série de vento que vai ser utilizada para demonstrar o funcio-

namento do sistema. Nesta série, temos dois pontos interessantes para validação do sistema. Num

é a velocidade de variação dos pontos que vão ser medidos e por outro lado testar o funcionamento

do pitch control para pontos em que a potência ultrapasse o valor nominal de funcionamento do

aerogerador.

Figura 5.3: Serie de vento usada em PSIM

Na imagem 5.4 está representada pela linha vermelha a potencia mecânica, que está a sair

extraída pelo velocidade do vento, resultado da aplicação do algoritmo. A linha azul é o valor de


referência de potência que a turbina deve retirar do vento com a velocidade de vento que está a ser

medida, sendo esta potência de referencia calculada a partir dos dados característicos da turbina,

sendo importante denotar que este apenas serve como referência de comparação para validar o

algoritmo. Também se pode observar que, para um tempo muito curto de simulação, a turbina

eólica consegue alterar a sua velocidade muito rapidamente, o que na realidade não acontece. Isto

deve-se à utilização de um momento de inércia muito baixo nos valores da turbina-gerador, com

intuito de mostrar que o algoritmo MPPT consegue acompanhar as alterações que são provocadas

no sistema.

Figura 5.4: Potência Mecânica extraída do vento e Potencia de Referencia a azul

Através da imagem 5.5, percebe-se que o MPPT demora cerca de 0.27 segundos a encontrar o

MPP.

Figura 5.5: Tempo de Arranque do Aerogerador com Soft-Starter

Este demora pouco tempo a achar a o MPP porque é utilizada uma resistência de soft-starter,

que fica ativa enquanto que o barramento DC principal não se encontra totalmente carregado.

Além disto, as cargas só são alimentadas quando o barramento estiver carregado, o que faz com

que esta resistência de soft-starter seja a única carga aplicada ao gerador, permitindo que este

demore pouco tempo a entrar em funcionamento, permitindo, assim, achar mais eficazmente o

MPP. Na imagem 5.6, é demonstrado o tempo que demora o gerador a conseguir encontrar o MPP

5.1 Implementação Do Sistema Eólico 65

sem a resistencia de soft-starter. Como se pode observar, este demora quase o dobro do tempo

para conseguir ficar dentro dos valores de referência.

Figura 5.6: Tempo de Arranque do Aerogerador sem Soft-Starter

Outro fator importante de análise no arranque do sistema é o funcionamento da rotação da

turbina e a tensão que esta produz nos seus terminais. Na imagem 5.7, temos através da linha

vermelha a velocidade a que se encontra a turbina, enquanto que a azul se encontra a velocidade

de referência.

Figura 5.7: Comparação entre as Rotações Reais e Estimadas

Através da observação da imagem acima apresentada, percebe-se que as rotações não se en-

contram muito próximo dos valores de referência. Este facto deve-se ao tamanho do passo que foi

escolhido para o algoritmo MPPT ser muito pequeno, o que o torna mais preciso. O tamanho do

passo do algoritmo MPPT também tem implicações oa nível da variação do duty-cyle. Para passos

pequenos, o duty-cyle não apresenta varições muito altas, como é possível observar na imagem

5.8.

Figura 5.8: Duty-Cycle do Conversor Elevador


Tendo isto em consideração, as rotações da turbina apresentam variações muito baixas em

relação ao velocidade de referencia, visto que os pontos MPP são achados sem ter a que haver

grandes variações da velocidade da turbina.

Como se pode observar na imagem 5.4, quando a tensão chega aos 1500W esta tenta estabilizar

em torno desse valor. Isto só é possível devido à aplicação do pitch control, sendo a sua atuação

observável na figura 5.9. Apesar da malha de controlo do pitch control implementada ser de

baixa complexidade, esta apresenta o desempenho esperado, que é a limitação aerodinâmica da

velocidade da turbina, permitindo que esta trabalhe em torno da potencia nominal para velocidades

de vento superiores.

Figura 5.9: Atuação do Pitch Control

5.2 Implementação do Sistema Fotovoltaico

No capitulo 4, foram escolhidos quais os painéis fotovoltaicos e o método MPPT a utilizar.

De acordo com o sistema híbrido proposto, é apresentado, na imagem 5.10, o sistema fotovoltaico

implementado em PSIM. Em semelhança ao sistema do aerogerador, no ponto a seguir vai ser

analisado a aplicação do MPPT INC ao conversor.

Figura 5.10: Sistema Fotovoltaico Implementado em PSIM

5.2 Implementação do Sistema Fotovoltaico 67

5.2.1 Simulação do Sistema Fotovoltaico

Os primeiras simulações a serem analisadas no sistema fotovoltaico, vão ser as repostas a alte-

rações dos valores de irradiação, por parte do algoritmo MPPT. Como não foram arranjados dados

de irradiação resolveu-se fazer os testes ao algoritmo MPPT com variações rápidas da irradiação

através da aplicação de ondas quadradas com grandes quedas de irradiação muito altas, e varia-

ções mais lentas recorrendo a formas de ondas sinusoidais, com intuito de saber se o algoritmo

consegue seguir o MPP, quando este tem variações mais pequenas. As formas de ondas utilizadas

vão ser representadas de seguida, na imagen 5.11.

Figura 5.11: Série de Irradiação com Forma de Onda Sinusoidal e Quadrada

Para a primeira análise foi utilizada a série de irradiação com forma sinusoidal. Na imagem

5.12, a linha azul representa a potência de referência, que é utilizada para fazer a validação do

algoritmo MPPT INC. Enquanto que a vermelho se encontra a potência gerada do conjunto de

painéis fotovoltaicos com recurso ao algoritmo MPPT.

Figura 5.12: Seguimento do MPPT INC implementado em PSIM

Como se pode observar, o método INC pouco tempo demora a entrar em sincronismo com os

valores de referência, cerca de um 0.1 segundos, além disto este encontra-se estabilizado ao longo

do tempo. Isto permite concluir que os tamanhos do passos estão com os melhores valores, visto

que temos a precisão e ao mesmo tempo a velocidade de procura, que são os dois pontos fortes

deste método quando se encontra bem implementado.


Na imagem 5.13, está um bocado mais detalhada a curva da potência fotovoltaica gerada.

Nesta imagem percebe-se a resposta rápida do algoritmo, a variações de irradiação contínuas.

Figura 5.13: Seguimento do MPPT INC com mais detalhe

Para validar o método é preciso saber como este responde a variações bruscas de irradiação.

Como tal, vai ser utilizada nas próximas imagens a forma de onda quadrada apresentada anterior-

mente. Com essa onda obteve-se o seguinte gráfico de potência:

Figura 5.14: Resposta do Método INC a Variações Bruscas da Irradiação

Através da imagem 5.14 pode-se concluir que o algoritmo é rápido o suficiente para responder

a variações bruscas da irradiação, apresentando uma boa precisão para quando a irradiação se

encontra constante. É de notar que quando este sofre uma queda de irradiação, esta apresenta um

pico de potência. Já no caso de haver um aumento brusco de irradiação esta encontra rapidamente

o ponto de potência, sendo isto observável com mais detalhe na imagem 5.15.

Figura 5.15: Detalhe da Resposta do Método INC a Variações Bruscas de Irradiação


5.2.2 Simulação do Sistema de Armazenamento

Como já foi referido anteriormente, o sistema de armazenamento de energia ganha uma posi-

ção de relevo num sistema híbrido porque permite o aproveitamento do excesso de produção de

energia para o carregamento do armazenamento e podendo, em fases de produção mais baixas,

complementar a demanda de energia por parte das cargas. Nesta parte da simulação, vamos ter

em consideração a análise da tensão do barramento DC principal, isto é, verificar se a energia em

excesso é enviada para o barramento quando este se encontra abaixo dos 350V e o oposto, que

é o carregamento do sistema de armazenamento quando existe um défice de consumo perante a

produção de energia no momento.

a)

b)

Figura 5.16: a)Tensão do Barramento e do Sistema de Armazenamento e b)Relação entre a Potên-cia Gerada e Consumida

A partir da figura 5.16 no gráfico a), podemos observar, a partir da linha azul, a tensão no

barramento e, a partir da linha vermelha, a tensão nas baterias. No gráfico b), temos a linha

vermelha que nos mostra potência que está a ser gerada através do sistema eólico e do sistema

fotovoltaico, na linha azul temos a potência que está ser consumida pelas cargas aplicadas ao

sistema e na linha verde é representada a potência que é dissipada pela resistência de descarga

de energia excessiva. Através da observação de ambos os gráficos pode-se observar que potência

consumida só é ativada a partir de um certo tempo, aproximadamente 0.3 segundos. Isto deve-se

ao algoritmo utilizado, no qual só deixa que as cargas passem ao estado ativo quando o barramento

DC principal se encontre totalmente carregado.

Além disto, também se pode observar que enquanto que a potência gerada é superior à con-

sumida, é efetuado o carregamento das baterias. Um ponto que deve ser analisado com detalhe

é aquele em que no gráfico a potência gerada é inferior à potência consumida. Por observação,


percebe-se que o barramento DC principal se mantem constante, o ripple deve-se à corrente má-

xima que o conjunto de baterias consegue suportar para o seu carregamento, que neste caso são

10A, como se pode observar na figura 5.17.

a)

b)

Figura 5.17: a)Ripple de tensão no barramento b)Variação de Corrente no Conjunto de Baterias

Com a imagem 5.17, percebe-se que quando a corrente é negativa significa que o barramento

está a ser carregado, visto que este se encontra abaixo dos 350V. Por sua vez, quando a corrente é

positiva significa que as baterias estão a ser carregadas, o que implica que o barramento se encontre

superior aos 350V.

a)

b)

c)

Figura 5.18: a)Potencia Gerada em Relação à Potência Consumida b)Variação de Corrente noConjunto de Baterias c)Variação da Tensão no Barramento DC Principal


Com a figura 5.18, acima representada, observa-se que o sistema de armazenamento é o res-

ponsável por colmatar a falha de produção gerada pelos sistemas de geração de energia, o que faz

com que a energia pedida pelas cargas seja efetivada, permitindo o seu funcionamento. Como era

de esperar, a tensão do barramento acompanha inversamente a corrente nas baterias, isto é, quando

ultrapassa os 350V as baterias são carregadas, quando se observa o contrário estas descarregam.

Além destas simulações efetuadas, foi feito, a posteriori, um teste num ponto crítico de fun-

cionamento do sistema, no qual existe uma maior produção de energia do que aquela que está a

ser necessária e no qual o sistema de armazenamento já se encontra completamente carregado.

A melhor solução passaria pela aplicação de uma alteração dos algoritmos de controlo, alterando

os duty-cycles, tanto da turbina eólica como dos painéis fotovoltaicos, para valores em que a po-

tência produzida igualasse os valores da potência que estava a ser consumida. No entanto, isto

não foi aplicado, sendo utilizada uma resistência de dissipação de carga excessiva, que, não sendo

a melhor opção, consegue que o sistema se encontre estável neste ponto crítico, para efeitos de

simulação.

Figura 5.19: Relação entre a Tensão do Barramento DC principal com a Tensão do Sistema deArmazenamento e Potência Dissipada

Na imagem 5.19, a potência dissipada esta representada pela linha verde. Por observação,

percebe-se que a potência gerada, representada no primeiro gráfico com linha vermelha, é superior

à potência consumida pelas cargas. Consequentemente, é ativado o carregamento do sistema de

armazenamento. Como pode ser visto no gráfico em que se encontra as tensões do barramento

DC principal e do conjunto de baterias, percebe-se que ambos estão nos limites definidos, sendo

estes 350 V e 150 V respectivamente. Consequentemente toda a energia em excesso é consumida,

aquando da ativação da resistência de dissipação. A potência dissipada está representada pela linha

verde, o faz com que o sistema se encontre dentro dos valores estipulados.

Capítulo 6

Conclusões e Trabalho Futuro

6.1 Objetivos e Resultados

A partir das simulações obtidas, tanto no PSIM como no Excel, pode-se perceber que o sistema

de armazenamento é de facto uma proposta que se deve ter em conta na aplicação dos sistemas

híbridos para o autoconsumo, com intuito de tornar o sistema o mais independente da rede elétrica.

Contudo, a energia que é necessário armazenar é demasiado elevada, o que faz com que seja

necessário um número muito grande de baterias. Tendo isto em consideração, o uso de uma maior

quantidade de baterias iria aumentar o investimento inicial, que o cliente teria de fazer. Caso este

se quisesse tornar 100% independente da rede, o investimento poderia não ser retornável num

futuro próximo. Contudo, a utilização do sistema de armazenamento mostra-se muito útil, mesmo

dimensionado para apenas um dia crítico, visto que, com o sistema de armazenamento, o sistema

na integra consegue responder a falhas de produção ou, por sua vez, aproveitar a energia produzida

e que não é consumida, podendo ser utilizada posteriormente.

Além disto, também foi possível observar, que a injeção da energia excedente na rede não é tão

lucrativa como aparenta. Como tal, e tendo em consideração o que foi analisado anteriormente,

percebe-se que com o desenvolvimento das tecnologias dos sistemas de armazenamento e quando

estes se tornarem mais baratos para o consumidor, estes podem fazer a diferença na aplicação dos

sistemas híbridos de produção de energia.

Também se pode observar, a partir do capítulo 3, que o sistema híbrido que apresenta a melhor

sinergia entre todos os sistemas, é aquele em que é utilizado um maior número de aerogeradores.

O único senão, está presente no facto de que os aerogeradores apresentam um custo mais elevado

do que os painéis fotovoltaicos, mas no caso de se querer a maior independência, por parte da rede

elétrica, essa é a melhor opção.

No caso das simulações, todos os blocos que foram propostos, apresentaram bons resultados.

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74 Conclusões e Trabalho Futuro

6.2 Trabalho Futuro

Para trabalho futuro, é importante frisar que o dimensionamento do número de painéis fotovol-

taicos, aerogeradores e baterias, foi proposto segundo a medição da potência de consumo diária.

Como tal, a análise do consumo em tempos mais curtos, podendo ser de uma hora ou 15 minutos,

poderá apresentar outros resultados e, talvez, com um custo mais baixo ao nível do número de

componentes necessários, como é caso das baterias a ser aplicadas.

Na parte das simulações em PSIM, mais precisamente o conversor AC/DC, aplicado ao gerador

eólico, existe um aumento do número de harmónicos injetados na corrente devido à utilização de

uma ponte retificadora não controlada. Como tal, deveria ser alterado, visto que a medição das

tensões e correntes são importantes para o algoritmo MPPT utilizado, tornando mais difícil a

afinação do passo que é dado, já que existe muitas variações das correntes e tensões medidas,

podendo ser este alterado por um conversor AC/DC transistorizado controlado sinusoidalmente.

Ainda dentro das simulações, a utilização de um modelo mais real da bateria poderia melhorar

o desempenho do sistema, ou torná-lo um pouco mais parecido com o que acontece realmente.

Por último, a implementação prática da proposta apresentada poderia ser uma mais valia, ao

nível da validação do sistema híbrido proposto.

Referências

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76 REFERÊNCIAS

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[18] Michael Green. Design Calculations for Buck-Boost Converters. (September):1–12, 2012.

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