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Cláudio Miguel da Silva Gomes

Interface de um Painel Solar à Rede Eléctrica

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Universidade do MinhoEscola de Engenharia

Setembro de 2011

Dissertação de MestradoCiclo de Estudos Integrados Conducentes aoGrau de Mestre em Engenharia Electrónica Industrial e Computadores

Trabalho efectuado sob a orientação doProfessor Doutor Manuel João Sepúlveda Mesquita deFreitas

Cláudio Miguel da Silva Gomes


Universidade do MinhoEscola de Engenharia

Aos meus Pais


Universidade do Minho iii

Agradecimentos

A realização deste projecto não seria possível sem a ajuda de todos

aqueles que, de forma directa ou indirecta, contribuíram para a sua

concretização. Desta forma, reservo este espaço para deixar o meu muito

obrigado a todas as pessoas que me auxiliaram na realização desta

dissertação de mestrado.

Agradeço ao professor Doutor Manuel João Sepúlveda Mesquita de

Freitas, meu orientador, por ter aceite o tema por mim proposto, pela

disponibilidade e conselhos dados durante a realização deste trabalho.

Ao professor Doutor José Manuel T. V. Cabral pela cedência do seu

laboratório de investigação numa fase inicial do trabalho.

O meu muito obrigado a todos os meus colegas do laboratório, Luís

Pacheco, Rui Barros, João Brás, Leandro Cruz, Vítor Costa e em especial ao

Pedro Conceição, pelo bom ambiente de trabalho, pela amizade, pelo

companheirismo e pelo apoio disponibilizado ao longo desta dissertação.

Ao Sr. Joel Almeida, técnico do Departamento de Electrónica de Industrial

pelo sua boa disposição, transformando momentos de tensão em momentos de

descontracção, salientando-se a sua prontidão no apoio técnico na realização

deste projecto.

Aos meus pais por toda a confiança que depositaram em mim ao longo de

todo o meu percurso académico, pelo apoio e motivação nos momentos em

que as minhas forças pareciam esgotar-se e pela compreensão nas ocasiões

de maior dificuldade. Obrigado por me proporcionarem a oportunidade de

frequentar o ensino superior e por me transmitirem valores essenciais como a

humildade, a persistência e a importância do saber, contribuindo assim para a

minha realização académica.


Universidade do Minho v

Resumo

A produção de energia eléctrica a partir de recursos renováveis assume

cada vez mais importância na agenda política dos diversos governos mundiais.

Motivados por razões ambientais, económicas e sociais, são cada vez mais os

programas de incentivo à produção de electricidade recorrendo às energias

renováveis, na tentativa de diminuir a dependência dos recursos fósseis e do

exterior, de criar meios de desenvolvimento económico e social sustentáveis,

através da criação de novos empregos e de reduzir as emissões de gases

poluentes. Deste modo, esta dissertação utiliza a energia solar fotovoltaica

para a produção de energia eléctrica na tentativa de demonstrar a sua

aplicabilidade no processo de produção de electricidade.

A presente dissertação tem como objectivo principal a o estudo, simulação

e implementação de um sistema capaz de realizar a interface entre um painel

fotovoltaico e a rede eléctrica.

Desenvolveu-se um conversor CC-CC (Corrente Contínua – Corrente

Contínua) Step-up capaz de extrair a potência máxima do painel fotovoltaico,

através de um algoritmo de controlo MPPT (Maximum Power Point Tracking)

designado Perturbação & Observação. Para a conversão da tensão contínua

do painel, numa tensão alternada de 230V e 50Hz para injectar na rede,

desenvolveu-se um inversor monofásico em ponte completa. Todo o sistema

de controlo é efectuado pelo microcontrolador PIC 18F4431 da Microchip, que

tem como funções controlar o conversor CC-CC step-up, executando o

algoritmo MPPT, e controlar o inversor de tensão através da técnica de PWM

(Pulse Width Modulation) Unipolar implementada.

Nesta dissertação apresentam-se os resultados das simulações e os

resultados experimentais de todos os circuitos desenvolvidos de forma a validar

todo o sistema implementado.

Palavras Chave: Energia Solar Fotovoltaica, Energias Renováveis, MPPT

(Maximum Power Point Tracking), Step-Up, Conversor CC-CA.


Universidade do Minho vii

Abstract

The electrical energy production from renewable resources assumes an

increasing importance in political agenda of several world governments.

Motivated for environmental, economic and social reasons, there are

increasingly incentive programs to electricity production from renewable

energies, in attempt to reduce the dependence of fossil resources and the

foreign countries, to create means sustainable economic and social

development, by creating new jobs and reduce greenhouse gas emissions.

The present dissertation has main objective the study, simulation and

implementation a system able to make the interface between a photovoltaic

panel and electricity grid.

Developed a DC-DC (Direct Current – Direct Current) converter step-up

able to extract the power maximum photovoltaic panel, through a MPPT

(Maximum Power Point Trancking) control algorithm designated of Perturbation

and Observation. To convert the continuous voltage of the panel in alternating

voltage of 230V and 50Hz for to inject in the grid, a single-phase full bridge

inverter was developed. All the control system is made by the PIC 18F4431

microcontroller from Microchip, which has the function of controlling DC-DC

converter step-up, running the MPPT algorithm and to controlling the voltage

inverter using the technique PWM (Pulse Width Modulation) Uniploar

implemented.

In this dissertation the simulations results and experimental results of all

developed circuits are presented in order to validate the implemented system.

Keywords: Photovoltaic Solar Energy, Renewable Energy, MPPT

(Maximum Power Point Tracking), Step-Up, DC-AC converter.


Universidade do Minho ix

Índice

Agradecimentos .................................... .................................................... iii

Resumo ............................................ ........................................................... v

Abstract .......................................... .......................................................... vii

Índice ............................................ ............................................................. ix

Índice de figuras ................................. .................................................... xiii

Índice de tabelas ................................. .................................................... xix

Lista de Símbolos e abreviaturas .................. ........................................ xxi

1. Introdução ........................................ ................................................ 1

1.1. O problema Energético ................................................................... 1

1.2. O Sol como Fonte de Energia ........................................................ 4

1.3. A Energia Solar Fotovoltaica no Mundo ......................................... 6

1.4. A Energia Solar Fotovoltaica em Portugal ...................................... 9

1.5. Motivações ................................................................................... 12

1.6. Objectivos ..................................................................................... 13

1.7. Estrutura da Dissertação .............................................................. 13

2. Sistema Solar Fotovoltaico ........................ ................................... 15

2.1. Introdução .................................................................................... 15

2.2. Tipos de sistemas fotovoltaicos .................................................... 18

2.2.1. Sistemas Fotovoltaicos Isolados ............................................ 19

2.2.2. Sistemas Fotovoltaicos Híbridos ............................................ 20

2.2.3. Sistemas Fotovoltaicos Ligados à Rede Eléctrica ................. 21

2.3. Células Solares Fotovoltaicas ...................................................... 22

2.3.1. Efeito Fotovoltaico ................................................................. 22

2.3.2. Tipos de Células Solares Fotovoltaicas ................................. 26


x Universidade do Minho

2.3.3. Modelo Eléctrico e Matemático da Célula Fotovoltaica .......... 29

2.3.1. Curva Característica da Célula Fotovoltaica .......................... 32

2.4. Módulo Solar Fotovoltaico ............................................................ 33

2.5. Conclusões ................................................................................... 39

3. Maximum Power Point Tracking (MPPT) ...................................... 43

3.1. Introdução ..................................................................................... 43

3.2. Seguidor do Ponto de Máxima Potência (MPPT) .......................... 44

3.3. Aplicações do MPPT ..................................................................... 45

3.4. Métodos de Busca do Ponto de Máxima Potência ........................ 47

3.4.1. Método da Tensão Constante (CV) ........................................ 48

3.4.2. Método da Perturbação e Observação (P&O) ........................ 49

3.4.3. Método da Condutância Incremental (IncCond) ..................... 53

3.4.4. Método da Corrente Constante .............................................. 56

3.5. Conclusões ................................................................................... 57

4. Circuitos Electrónicos de Interface ............... ............................... 61

4.1. Introdução ..................................................................................... 61

4.2. Conversor de Tensão CC/CC ....................................................... 61

4.3. Conversor Elevador de Tensão (Step-Up) CC/CC ........................ 63

4.3.1. Modo de Condução Contínua ................................................. 64

4.3.2. Limite da Condução Contínua ................................................ 67

4.3.3. Modo de Condução Descontínua ........................................... 69

4.3.4. Efeito dos Elementos Parasitas .............................................. 72

4.3.5. Ripple da Tensão de Saída .................................................... 73

4.3.6. Controlo do step-up com PWM .............................................. 74

4.3.7. Dimensionamento do Step-Up ............................................... 76

4.4. Inversor ......................................................................................... 78

4.4.1. Inversor Half-Bridge ............................................................... 79


Universidade do Minho xi

4.4.2. Inversor Full-Bridge ................................................................ 80

4.4.3. Tipos de Instalações Conectadas à Rede ............................. 85

4.4.4. Controlo do Inversor com PWM ............................................. 81

4.5. Conclusões ................................................................................... 88

5. Simulações Computacionais ......................... ............................... 91

5.1. Introdução .................................................................................... 91

5.2. Simulação do Painel Solar Fotovoltaico ....................................... 92

5.3. Simulação do circuito Step-Up ..................................................... 94

5.4. Simulação do circuito MPPT ........................................................ 97

5.5. Simulação do circuito Inversor.................................................... 100

5.6. Conclusões ................................................................................. 106

6. Implementação e Resultados Experimentais .......... .................. 109

6.1. Introdução .................................................................................. 109

6.2. Descrição do Sistema Implementado ......................................... 110

6.3. Unidade de Potência .................................................................. 112

6.3.1. Conversor de Tensão CC-CC (Step-Up).............................. 112

6.3.2. Conversor de Tensão CC-CA (Inversor) .............................. 120

6.4. Unidade de Medida .................................................................... 121

6.4.1. Sensor de Tensão de Efeito Hall ......................................... 122

6.4.2. Sensor de Corrente de Efeito Hall ....................................... 124

6.5. Unidade de Controlo ................................................................... 126

6.5.1. Microcontrolador .................................................................. 127

6.5.2. Interface PIC18F4431 com LCD .......................................... 129

6.5.3. Acopladores Ópticos ............................................................ 132

6.5.4. Controlo do Step-Up – MPPT .............................................. 135

6.5.5. Controlo do Inversor ............................................................ 141

6.6. Conclusões ................................................................................. 144


xii Universidade do Minho

7. Conclusões e Propostas para Trabalhos Futuros ..... ............... 147

7.1. Conclusões ................................................................................. 147

7.2. Propostas para Trabalhos Futuros .............................................. 149

Referências Bibliográficas ........................ ............................................ 151

Interface do Painel Solar à Rede Eléctrica

Universidade do Minho xiii

Índice de figuras

Figura 1.1 – Emissões de CO2 2007-2030 [2] .................................................... 2

Figura 1.2 – Distribuição global da radiação solar [7] ........................................ 4

Figura 1.3 - Aproveitamento da energia solar a) Energia Solar Fotovoltaica b)

Energia Solar Térmica ....................................................................................... 5

Figura 1.4 – Potência acumulada em sistemas fotovoltaicos ligados e

desligados da rede [9] ........................................................................................ 7

Figura 1.5 – Horas de sol e radiação solar em Portugal [10] ............................. 9

Figura 1.6 – Potência fotovoltaica acumulada instalada em Portugal [11] ....... 11

Figura 1.7 - a) Central Fotovoltaica de Serpa b) Central Fotovoltaica da

Amareleja ......................................................................................................... 11

Figura 2.1 - Configuração básica de um sistema fotovoltaico básico ............... 19

Figura 2.2 - Sistema fotovoltaico isolado ......................................................... 20

Figura 2.3 - Exemplo de um sistema fotovoltaico híbrido ................................. 21

Figura 2.4 - Sistema fotovoltaico ligado à rede ................................................ 22

Figura 2.5 - Camada do tipo P e camada do tipo N da célula solar ................. 24

Figura 2.6 - Efeito fotovoltaico na junção P-N [15] ........................................... 25

Figura 2.7 - Esquemático de uma célula fotovoltaica de silício [20] ................. 25

Figura 2.8 - Tipos de células fotovoltaicas: a) silício monocristalino b) silício

policristalino c) película fina ............................................................................. 28

Figura 2.9 – a) Circuito equivalente completo de uma célula fotovoltaica b)

Circuito equivalente simplificado de uma célula fotovoltaica ............................ 30

Figura 2.10 – Curvas Características de uma célula fotovoltaica a) Curva P-V b)

Curva I-V .......................................................................................................... 32

Figura 2.11 - Curva I-V no módulo fotovoltaico ................................................ 35

Figura 2.12 - Curva P-V no módulo fotovoltaico............................................... 36

Figura 2.13 - Efeito da radiação solar na curva I-V de um painel fotovoltaico . 37

Figura 2.14 - Efeito da radiação solar na curva P-V de um painel fotovoltaico 37

Figura 2.15 - Efeito da temperatura na curva I-V do modulo fotovoltaico ........ 39

Figura 2.16 - Efeito da temperatura na curva P-V do módulo fotovoltaico ....... 39

Figura 3.1- Ponto de potência máxima ............................................................ 43


xiv Universidade do Minho

Figura 3.2 – Diagrama de blocos simplificado de um MPPT ............................ 45

Figura 3.3 - Aplicação do MPPT para carregamento de bateria ....................... 46

Figura 3.4 - Aplicação do MPPT para sistemas ligados à rede e isolados ....... 46

Figura 3.5 - Aplicação do MPPT para sistemas de bombagem de água .......... 47

Figura 3.6 - Fluxograma do método tensão constante ..................................... 49

Figura 3.7 – Evoluções possíveis da potência num painel fotovoltaico ............ 51

Figura 3.8 – Fluxograma do método Perturbação & Observação ..................... 52

Figura 3.9 – Mudança repentina do ponto de operação devido às alterações

climatéricas ....................................................................................................... 53

Figura 3.10 – Método da Condutância Incremental .......................................... 54

Figura 3.11 – Fluxograma do método Condutância Incremental ...................... 55

Figura 3.12 – Fluxograma do método Corrente Constante .............................. 57

Figura 4.1 – Conversores CC/CC: a) Step-up b) Step-down c) Buck-Boost d)

Full-Bridge ........................................................................................................ 62

Figura 4.2 – Conversor CC/CC step-up ............................................................ 63

Figura 4.3 – Formas de onda da tensão e corrente na indutância no modo de

condução contínuo [32] .................................................................................... 64

Figura 4.4 – Circuito Step-up durante o estado ton [32] ..................................... 65

Figura 4.5 – Circuito step-up durante o estado toff [32] ..................................... 65

Figura 4.6 – Formas de onda da tensão e corrente na bobina do step-up no

limite da condução contínua [32] ...................................................................... 67

Figura 4.7 – Formas de onda de ILB e IoB com Vo constante [32] ...................... 68

Figura 4.8 – Forma de onda da tensão e corrente na indutância em modo de

condução descontínuo [32]............................................................................... 70

Figura 4.9 – Curva característica do conversor step-up com Vo constante [32] 72

Figura 4.10 – Efeito dos elementos parasitas na conversão da tensão [32] .... 73

Figura 4.11 – Ripple da tensão de saída do step-up [32] ................................. 73

Figura 4.13 – Comparação dos sinais Vcontrol e vst [32] ..................................... 75

Figura 4.12 - Diagrama de blocos do controlador PWM [32] ............................ 75

Figura 4.14 – Circuito eléctrico do conversor step-up com controlo PWM ....... 76

Figura 4.15 - Inversor Half-bridge ..................................................................... 80

Figura 4.16 - Estados de operação do inversor de tensão half-bridge: a) T+

ligado; b) T- ligado ............................................................................................ 80

Figura 4.17 - Inversor Full-bridge ..................................................................... 81


Universidade do Minho xv

Figura 4.18 - Estados de operação do inversor de tensão full-bridge: a) TA+ e

TB- ligados; b) TA- e TB+ ligados .................................................................... 81

Figura 4.19 – Inversor Central .......................................................................... 86

Figura 4.20 – Inversor String ............................................................................ 87

Figura 4.21 – Inversor Multi-String ................................................................... 87

Figura 4.22 – Inversor com Módulo Integrado ou Módulo CA .......................... 88

Figura 4.23 – Modelação de largura por impulso [32] ...................................... 82

Figura 4.24 – Comparação de Vtri com Vcontrol na modulação por PWM com

tensão unipolar de comutação [32] .................................................................. 83

Figura 4.25 – Sinais de controlo dos braços A e B do inversor [32] ................. 84

Figura 4.26 – Tensão de saída do inversor [32] ............................................... 84

Figura 4.27 – Modulação PWM com tensão de comutação bipolar [32] .......... 85

Figura 5.1 – Modelo do painel fotovoltaico desenvolvido no Simulink a) modelo

do painel solar b) subsistema do modelo desenvolvido ................................... 93

Figura 5.2 – a) Curva Corrente vs Tensão b) Curva Potência vs Tensão ........ 94

Figura 5.3 - Conversor step-up simulado em Simulink ..................................... 94

Figura 5.4 - Tensão de entrada e saída no step-up ......................................... 95

Figura 5.5 – Corrente na bobine ...................................................................... 96

Figura 5.6 – Tensão e Corrente no Mosfet ...................................................... 96

Figura 5.7 - Modelo do circuito MPPT simulado............................................... 97

Figura 5.8 – Potência do arranjo fotovoltaico e tensão de controlo do controlo

MPPT ............................................................................................................... 98

Figura 5.9 – Tensão de controlo em regime permanente a) ∆V=0,5V b)

∆V=0,2V c) ∆V=0,1V ........................................................................................ 98

Figura 5.10 – Bloco desenvolvido em Simulink para a geração do sinal PWM do

MPPT ............................................................................................................... 99

Figura 5.11 – Comparação da onda dente de serra com a tensão de controlo 99

Figura 5.12 – Sinal PWM resultante do controlo MPPT ................................. 100

Figura 5.13 - Inversor simulado em Simulink ................................................. 100

Figura 5.14 – Simulação do controlo do inversor (PWM unipolar) ................. 101

Figura 5.15 – Sinais de controlo dos mosfets ................................................ 102

Figura 5.16 - Formas de onda da tensão nos mosfets ................................... 102

Figura 5.17 - Forma de onda da corrente nos mosfets .................................. 103


xvi Universidade do Minho

Figura 5.18 – Tensão de saída do inversor sem filtro LC ............................... 104

Figura 5.19 – Corrente na carga do inversor sem filtro LC ............................. 104

Figura 5.20 - Tensão de saída do inversor com aplicação de um filtro LC ..... 105

Figura 5.21 - Corrente na carga do inversor com filtro LC .............................. 105

Figura 6.1 – Bancada de trabalho .................................................................. 109

Figura 6.2 – Diagrama de blocos do sistema implementado .......................... 110

Figura 6.3 – Rectificador usado para emular o painel solar ........................... 111

Figura 6.4 – Associação série de condensadores do conversor CC-CC ........ 113

Figura 6.5 – Condensadores no conversor step-up ........................................ 114

Figura 6.6 – Circuito Snubber ......................................................................... 115

Figura 6.7 – Circuito snubber implementado .................................................. 115

Figura 6.8 – Esquema eléctrico do circuito step-up ........................................ 116

Figura 6.9 - Circuito step-up implementado .................................................... 117

Figura 6.10 – Tensão na entrada e na saída do step-up ................................ 118

Figura 6.11 – Corrente na bobina ................................................................... 118

Figura 6.12 – Tensão drain-source no mosfet sem circuito snubber .............. 119

Figura 6.13 – Tensão drain-source no mosfet com circuito snubber .............. 119

Figura 6.14 – Circuito inversor implementado ................................................ 120

Figura 6.15 – Tensão à saída do inversor ...................................................... 121

Figura 6.16 – Placa da unidade de medida .................................................... 122

Figura 6.17 – Sensor de tensão de efeito Hall LV 25-P .................................. 122

Figura 6.18 – Esquema de ligações do sensor de tensão LV 25-P ................ 123

Figura 6.19 – Medição do valor da tensão no step-up .................................... 124

Figura 6.20 – Sensor de corrente de efeito Hall LA 55-P ............................... 124

Figura 6.21 - Esquema de ligações do sensor de corrente LA 25-P .............. 125

Figura 6.22 – Medição do valor da corrente no step-up ................................. 126

Figura 6.23 – Diagrama de blocos do sistema de controlo ............................. 126

Figura 6.24 – PIC18F4431 ............................................................................. 127

Figura 6.25 – Diagrama de pinos do PIC18F4431 [40] .................................. 128

Figura 6.26 – Programador MPLAB ICD2 ligado ao PIC e computador ......... 129

Figura 6.27 – LCD Nokia 3310 a) vista frontal b) vista traseira c) pinos de

ligação [41] ..................................................................................................... 130

Figura 6.28 – Esquema eléctrico da ligação do LCD ao microcontrolador ..... 131

Figura 6.29 – Ligação do LCD Nokia ao microcontrolador ............................. 132


Universidade do Minho xvii

Figura 6.30 – Acoplador Óptico VO3120 e respectivo esquema interno [42] . 133

Figura 6.31 – Esquema eléctrico do circuito acoplador óptico [42] ................ 134

Figura 6.32 – Sinal de controlo: a) entrada do acoplador óptico b) saída do

acoplador óptico ............................................................................................. 134

Figura 6.33- Placa da unidade de controlo do circuito step-up ...................... 135

Figura 6.34 – Placa da unidade de controlo do circuito inversor .................... 135

Figura 6.35 – Curva Tensão x Corrente do painel solar e da fonte CC com

resistência ...................................................................................................... 136

Figura 6.37 – Duty-cycle após estabilização do algoritmo MPPT .................. 137

Figura 6.36 – Diagrama de blocos do circuito MPPT ..................................... 137

Figura 6.38 – Formas de onda no ponto de máxima potência a) tensão da fonte

CC b) tensão proporcional ............................................................................. 138

Figura 6.39 – Sinal PWM em malha aberta (duty-cycle = 12,5%) .................. 139

Figura 6.40 – Formas de onda em malha aberta (duty-cycle = 12,5%) a) tensão

da fonte CC b) tensão proporcional ............................................................... 139

Figura 6.41 – Sinal PWM em malha aberta (duty-cycle = 88%) ..................... 140

Figura 6.42 – Formas de onda em malha aberta (duty-cycle = 88%) a) tensão

da fonte CC b) tensão proporcional ............................................................... 140

Figura 6.43 – Modo Continuous Up/Down Count [40] .................................... 142

Figura 6.44 – Esquema de ligação do circuito inversor .................................. 142

Figura 6.45 – Sinais PWM complementares gerados pelo PC ...................... 143

Figura 6.46 – Dead-time de 5µs no sinais PWM ............................................ 143


Universidade do Minho xix

Índice de tabelas

Tabela 1.1 – Potência fotovoltaica anual instalada (MW) (1995-2009) .............. 8

Tabela 2.1- Características eléctricas do módulo PV KC85T-1 [26] ................ 33

Tabela 3.1 – Resumo do algoritmo Perturbação e Observação ...................... 50

Tabela 3.2 – Comparação entre os métodos MPPT ........................................ 59

Tabela 4.1 - Componentes do step-up ............................................................. 78

Tabela 5.1- Valores dos componentes do step-up nos cálculos e na simulação

......................................................................................................................... 95

Tabela 6.1 – Resumo dos valores dos componentes do step-up................... 116

Tabela 6.2 – Especificações eléctricas dos pinos do LCD [41] ...................... 131


Universidade do Minho xxi

Lista de Símbolos e abreviaturas

Símbolos

Símbolo Descrição Unidades

I Corrente Ampere (A)

V Tensão Volt (V)

P Potência Watt (W)

Rp Resistência paralela Ohm (Ω)

Rs Resistência série Ohm (Ω)

Iout Corrente fornecida pela célula fotovoltaica Ampere (A)

Iph

Corrente gerada pela célula fotovoltaica em função da

radiação Ampere (A)

Io Corrente inversa máxima de saturação do díodo Ampere (A)

ID Corrente que circula no díodo Ampere (A)

Vt Tensão Volt (V)

Vocc Tensão da célula em circuito aberto Volt (V)

Voc Tensão circuito aberto Volt (V)

Vmpc Tensão célula no ponto de máxima potência Volt (V)

Imp Corrente célula no ponto de máxima potência Ampere (A)

Vmp Tensão no ponto de máxima potência Volt (V)

Ns Número de células

G Radiação incidente W/m2

Gref Radiação nas condições STC W/m2

np Número de células ligadas em paralelo

ns Número de células ligadas em série

Iotemp Corrente máxima de saturação à temperatura ambiente Ampere (A)

Tref Temperatura nas condições STC Kelvin (K)

k1 Factor de tensão

k2 Factor de corrente

Vpv Tensão no painel fotovoltaico Volt (V)

∆P Diferença de potência Watt (W)

∆V Diferença de tensão Volt (V)


xxii Universidade do Minho

Constantes

Símbolo Descrição Valor aproximado Unidades

q Carga do electrão 1,6*10-19 C

K Constante de Boltzman 1,38*10-23 J/K

Eg Gap de energia 1,11 eV

αT Coeficiente de temperatura da corrente

de curto-circuito

2,12*10-3

Siglas

Sigla Descrição

ADC Analog-to- Digital Converter

CA Corrente Alternada

CC Corrente Contínua

CIS Copper Indium Deselenid

CSI Current Source Inverter

CV Tensão Constante

I/O Input/Output

IEA International Energy Agency

IncCond Condutância Incremental

LCD Liquid Crystal Display

MPP Maximum Power Point

MPPT Maximum Power Point Tracking

OCDE Organização para Cooperação e

Desenvolvimento Económico

P&O Perturbação e Observação

PCB Printed Circuit Board

PIC Programmable Integrated Circuit

PWM Pulse Width Modulation

SPI Serial Peripheral Interface

STC Standard Test Condition

UE União Europeia

VSI Voltage Source Inverter


Universidade do Minho 1

1. Introdução

1.1. O problema Energético

Desde os primórdios da humanidade que o homem sempre necessitou de

energia para as suas mais básicas e diversas actividades. Aproveitando os

recursos naturais existentes na natureza, o homem através da sua habilidade,

inteligência e engenho procurou transformar esses mesmos bens em recursos,

de forma a saciar as suas necessidades. Contudo, o desenvolvimento social,

industrial e tecnológico, bem como o aumento das carências energéticas

despontou a necessidade de exploração das energias fósseis, como o carvão e

o petróleo.

Actualmente, o uso abusivo de recursos fósseis coloca em causa a

disponibilidade das reservas naturais, em particular do petróleo, nas próximas

quatro décadas, levando a população mundial a enfrentar um problema

energético complexo [1]. O problema energético está evidente na procura

crescente de energias por parte de todas as economias mundiais, provocando

uma subida global dos preços internacionais, mas também na existência de

cada vez mais correntes científicas de que o modelo energético actual está a

provocar alterações climáticas no planeta, através da libertação de gases de

efeito de estufa como o CO2 (dióxido de carbono), contribuindo assim para o

agravamento do aquecimento global [2].

Na Figura 1.1 pode ver-se a tendência da evolução das emissões de CO2

nos países membros e não membros da OCDE (Organização para Cooperação

e Desenvolvimento Económico), bem como o total mundial. Através da sua

análise verifica-se que os países membros da OCDE irão conseguir estabilizar

os seus níveis de emissão de CO2, fruto do desenvolvimento de tecnologias

para a produção de energia. No entanto, os países não membros da OCDE

irão aumentar cada vez mais a emissão de dióxido de carbono, devido ao

consumo de energia produzida por recursos fósseis. Numa perspectiva mundial

a situação ambiental tende a piorar devido ao crescimento de emissões de

gases poluentes, como ilustra a Figura 1.1.


2 Universidade do Minho

Figura 1.1 – Emissões de CO 2 2007-2030 [2]

No mundo cada vez mais consumista e onde a escassez de recursos

fósseis é evidente, a racionalização dos consumos de energia é fundamental

para a preservação da vida. Deste modo, a sustentabilidade baseia-se na ideia

de utilização de recursos naturais no presente, de forma a garantir a mesma

disponibilidade para as gerações futuras. Como solução viável para a

resolução destes problemas, têm-se aplicado, de forma gradual, a produção de

electricidade a partir de fontes de energia renovável, como a água, o vento, as

ondas do mar e o sol. As energias renováveis, são assim vistas como forma de

crescimento económico e social e desempenham um papel fundamental no

auxílio dos países a cumprirem as metas impostas pelo Protocolo de Quioto,

criado em 1997 e em vigor desde Fevereiro de 2005.

O Protocolo de Quioto é um tratado internacional que estipula, aos países

signatários, limites rígidos sobre a emissão de gases poluentes que agravam o

efeito de estufa. Introduz também mecanismos inovadores baseados nos

mercados, destinados a manter os custos da redução de emissões tão baixas

quanto possível. Assim os países desenvolvidos são obrigados a reduzir as

emissões de gases de efeito de estufa, como o CO2, metano, óxido nitroso,

hidrofluorocarbonetos, perfluorocarbonetos e hexafluoreto de enxofre, em cerca

de 5% abaixo do nível registado em 1990, durante o período de tempo entre

2008 e 2012. Este protocolo não contempla qualquer objectivo para os países

em desenvolvimento [3].



A UE (União Europeia), responsável pela emissão de 14% dos gases de

efeito de estufa, adoptou também um conjunto de medidas no sentido de

diminuir e de certa forma controlar os níveis de emissão de gases poluentes

para a atmosfera. No âmbito do Protocolo de Quioto, os 15 países que à época

constituíam a UE assumiram o ambicioso desafio de reduzir, até 2012, as

emissões colectivas de gases de efeito de estufa em 8% abaixo dos níveis de

1990. Desta forma, cada estado-membro da UE tinha as suas metas individuais

de acordo com a sua capacidade de reduzir as emissões. Os 12 países que em

2004 aderiram à UE ficaram sujeitos a objectivos próprios ao abrigo do

Protocolo. No caso concreto de Portugal, este terá de diminuir as emissões de

gases poluentes em 27% relativamente a 1990. No final de 2005, as emissões

correspondentes aos 15 estados-membros da UE encontravam-se 1,5% abaixo

dos níveis de 1990, enquanto que as emissões conjuntas dos 27 actuais

estados-membros situavam-se 7.9% abaixo [4] [5].

Além da cooperação no Protocolo de Quioto, a UE adoptou em 2008, um

pacote de medidas a longo prazo que visavam combater as alterações

climáticas.

Os estados-membros da UE comprometeram-se a reduzir, até 2020, as

emissões de gases de efeito de estufa a nível global em 20% relativamente aos

níveis de 1990 e aumentar 20% a percentagem de energias renováveis no

consumo de energia na União Europeia, sendo que cada país membro da UE

tem um objectivo individual de contribuição, de acordo com o seu potencial de

geração de energias renováveis. No caso de outros países desenvolvidos

assumirem o mesmo objectivo, a percentagem será aumentada para 30%. A

União Europeia pretende também reformar o sector dos transportes, com o

propósito de atingir 10% de utilização de biocombustíveis nos transportes até

2020. As emissões dos edifícios, dos transportes, da agricultura e dos

resíduos, devem ser reduzidas para uma média de 10% abaixo dos níveis de

2005, até ao ano de 2020 [3] [4].

Relativamente à quota de produção de energia recorrendo a fontes

renováveis, Portugal tem como meta aumentar para 31% e não para 20% como

nos restantes membros, devido ao facto de já em 2005 apresentar já uma



percentagem de 20,5% e também pelo potencial nacional em energias

renováveis [6].

1.2. O Sol como Fonte de Energia

O Sol é uma poderosa fonte de energia que todos os dias irradia na Terra

um potencial energético extremamente elevado, como mostra a Figura 1.2 e

incomparável com qualquer outra fonte de energia, sendo a fonte básica de

vida para o homem e a origem de outras fontes de energia renovável, se não,

vejam-se os seguintes exemplos: a radiação solar evapora a água, que por sua

vez condensa e volta para o solo em forma de chuva, formando os rios que

fazem funcionar os geradores hidroeléctricos, portanto a energia hidroeléctrica

é, indirectamente, de origem solar; os ventos, necessários à produção de

energia eólica, têm origem no desigual aquecimento da superfície do planeta e,

por isso, são também de origem solar.

Figura 1.2 – Distribuição global da radiação solar [7]



a) b)

A energia proveniente do sol é chamada energia solar, e sendo o sol um

recurso natural, permanente e renovável a cada dia, esta é uma das formas de

energia renovável mais promissoras e atraentes para os desafios energéticos

futuros. A energia solar é gerada directamente pela radiação solar e pode ser

considerada uma das alternativas energéticas mais atractivas para o presente

e para o futuro, uma vez que, para além das suas características não

poluentes, não prejudica o ecossistema e a quantidade de energia disponível

para conversão é imensa. Esta pode ser aproveitada de forma directa em

energia térmica e de forma indirecta em electricidade. Na Figura 1.3 estão

representadas as duas formas de aproveitamento da energia solar.

Figura 1.3 - Aproveitamento da energia solar a) Ener gia Solar Fotovoltaica b) Energia Solar Térmica

O aproveitamento da energia solar para energia térmica pode ser feito de

forma passiva ou de forma activa. No aproveitamento térmico passivo, as

habitações são projectadas e construídas de forma a beneficiar da sua

localização sem recurso a equipamentos especiais, utilizando técnicas para

promover a exposição solar para gerar aquecimento, a utilização de isolamento

para gerar arrefecimento, entre outras. O aproveitamento térmico activo é

efectuado recorrendo a colectores solares que transferem a energia solar para

a água ou para um fluido térmico aquecendo-o. A energia térmica obtida pode

ser utilizada para a produção de águas quentes sanitárias, para uso domestico,

em hospitais, ou aquecimento de piscinas [8].

A energia solar fotovoltaica converte a energia solar em energia eléctrica,

através da utilização de células fotovoltaicas. Esta forma de aproveitamento



energético assume-se como um dos recursos energéticos renováveis mais em

voga em Portugal, graças aos incentivos governamentais para a sua instalação

doméstica e industrial. A energia solar fotovoltaica apresenta diversas

vantagens, onde importa destacar as mais importantes:

• Elevada fiabilidade

• Portabilidade e modularidade, permitindo fazer chegar a energia

eléctrica a locais remotos

• Custos de operação muito baixos, praticamente não requer

manutenção

• Reduz as emissões de gases de efeito de estufa

• Utiliza uma fonte de energia inesgotável e universal

No entanto, também apresenta algumas desvantagens, tais como:

• O fabrico de módulos requer tecnologia muito sofisticada com custos

de investimento muito elevados

• O rendimento real dos módulos é baixo

• Durante a noite não existe produção de energia

• As quantidades produzidas variam com as condições climatéricas

1.3. A Energia Solar Fotovoltaica no Mundo

A Agência Internacional de Energia (International Energy Agency – IEA) é

um organismo autónomo no âmbito da OCDE, que realiza um programa

abrangente de cooperação energética entre os 26 países membros e com a

participação da Comissão Europeia. Esta organização desenvolveu um

programa corporativo chamado IEA Photovoltaic Power Systems Programme

(IEA PVPS), com o objectivo de melhorar os esforços de colaboração

internacional para acelerar o desenvolvimento e a implementação de energia

solar fotovoltaica como uma opção de energia renovável significativa e

sustentável [9].

Através da Figura 1.4 verifica-se que em 1992 a potência total dos

sistemas fotovoltaicos instalados era muito inferior a 5000MW, valor que se

manteve quase inalterado até 1999. A partir do ano 2000 a aposta instalações


Universidade do Minho

solares fotovoltaicas teve um crescimento exponencial, em 2006 a potência

instalada ultrapassava já os 5000MW

barreira dos 20000MW, ilustra

energia.

Figura 1.4 – Potência acumulada em sistemas fotovoltaic

Em 2009 foram instalados 6,2GW de potência

PVPS, onde a maior parcela de contribuição, cerca 93%,

Alemanha, Itália, EUA, Japão e França, que se tra

de 20,4GW. A potência

mais de 7GW [9].

A taxa anual de crescimento da capacidade instalada acumulada nos

países IEA PVPS foi de 44%, ainda assim abaixo do valor recorde de 77%

registado em 2008. Os maiores aumentos registaram

Japão (22%), ambos

transacto.

Apesar da crise económica, houve um crescimento

entre 2008 e 2009. Excluindo a Espanha, q

significativa no mercado fotovoltaico, os restantes 20 países obtiveram uma

taxa de crescimento de 84%. Como se verifica na

mercado anual é evidente em vários países. O

crescimento de 18 vezes em relação ao ano anterior



instalada ultrapassava já os 5000MW e em 2009 a potência total já

os 20000MW, ilustrando assim a evolução deste tipo de produção de

Potência acumulada em sistemas fotovoltaic os ligados e desligados da rede

m instalados 6,2GW de potência fotovoltaica nos países IEA

PVPS, onde a maior parcela de contribuição, cerca 93%,

Alemanha, Itália, EUA, Japão e França, que se traduziu num total acumulado

de 20,4GW. A potência fotovoltaica instalada em 2009 é estimada em pouco



o em 2008. Os maiores aumentos registaram-se na Alemanha (64%) e

Japão (22%), ambos com valores mais elevados relativamente ao ano

Apesar da crise económica, houve um crescimento do mercado fotovoltaico

entre 2008 e 2009. Excluindo a Espanha, que em 2009 teve uma quebra muito


ento de 84%. Como se verifica na Tabela 1.1

mercado anual é evidente em vários países. O mercado israelita registou um

crescimento de 18 vezes em relação ao ano anterior, enquanto que o Canadá

7


e em 2009 a potência total já superava a

deste tipo de produção de

os ligados e desligados da rede [9]

fotovoltaica nos países IEA

PVPS, onde a maior parcela de contribuição, cerca 93%, foi dada pela

duziu num total acumulado

alada em 2009 é estimada em pouco



se na Alemanha (64%) e

mais elevados relativamente ao ano

do mercado fotovoltaico

teve uma quebra muito


o crescimento do

mercado israelita registou um

, enquanto que o Canadá


8

obteve um mercado 9 vezes superior ao do ano de 2008. Em ambos os casos,

os tarifários apelativos e bonificados foram um forte impulsionador neste

crescimento. Austrália, Áustria, Alemanha, França, Itália, Japão e Holanda

experimentaram um aumento de duas a quatro vezes

anual dos EUA assinalou um aumento de 40%. Porém, os mercados da Coreia

e de Portugal diminuíram face a 2008, em

2008, onde ambos os países regist

mercado espanhol entrou em colapso ao registar, em 2009, cerca de 2% do

mercado de 2008 e ainda menos do que a

2006 [9].

Os valores registados em 2009

maior potência fotovoltaica instalada do mundo, superando qualquer mercado

anual por mais de 3GW. A Alemanha tem ainda o

instalada em termos de capacidade total e, de longe, a maior

per capita (120W per capita)

Tabela 1.1 – Potência fotovoltaica anual instalada (MW) (1995





imento. Austrália, Áustria, Alemanha, França, Itália, Japão e Holanda

experimentaram um aumento de duas a quatro vezes, enquanto que o


e de Portugal diminuíram face a 2008, em contraste com o acontecido em

2008, onde ambos os países registaram grandes picos na potência


nda menos do que a potência fotovoltaico instalada

Os valores registados em 2009 permitem concluir que a Alemanha tem a

fotovoltaica instalada do mundo, superando qualquer mercado

anual por mais de 3GW. A Alemanha tem ainda o maior nível de

instalada em termos de capacidade total e, de longe, a maior potência instalada

capita) [9].

Potência fotovoltaica anual instalada (MW) (1995 -2009)




imento. Austrália, Áustria, Alemanha, França, Itália, Japão e Holanda

, enquanto que o mercado


contraste com o acontecido em

instalada. O


instalada em

permitem concluir que a Alemanha tem a

fotovoltaica instalada do mundo, superando qualquer mercado

maior nível de potência

potência instalada



1.4. A Energia Solar Fotovoltaica em Portugal

Portugal, fruto da sua localização geográfica, é dos países da Europa que

apresenta um recurso

horas de sol, tal como se verifica na

Figura

Desta forma, o cenário

últimos 10 anos. Esta dinâmica foi impulsionada pela ênfase dado aos

problemas energéticos por toda a União Europeia, pela importância das

energias renováveis na resolução desses mesmos problemas e pela

excelentes condições que o país apresenta para a exploração dos recursos

naturais.

Para a análise da situação energética

análise do relatório anual de 2010 da Agência Internacional de Energia.

Em 2010 foi revisto o quad

directivas da União Europeia, de maneira reduzir a dependência de

combustíveis fósseis, garantir o cumprimento dos compromissos com a UE

relativos às alterações climatéricas

sustentável em termos económicos, sociais e energéticos. Deste modo,

Portugal aprovou um programa de energias renováveis de maneira a cumprir

meta de 31% assumida com a UE para a quota global de energia proveniente

de fontes renováveis até 2020. Em p

representa uma capacidade adicional instalada de 9,


A Energia Solar Fotovoltaica em Portugal

fruto da sua localização geográfica, é dos países da Europa que

apresenta um recurso em energia solar mais elevado e um maior número de

l, tal como se verifica na Figura 1.5.

Figura 1.5 – Horas de sol e radiação solar em Portugal [10]

Desta forma, o cenário eléctrico nacional tem sofrido fortes alterações nos

Esta dinâmica foi impulsionada pela ênfase dado aos


energias renováveis na resolução desses mesmos problemas e pela


Para a análise da situação energética actual de Portugal recorreu


Em 2010 foi revisto o quadro político energético nacional de acordo com as



relativos às alterações climatéricas e criar condições de desenvolvime


Portugal aprovou um programa de energias renováveis de maneira a cumprir


de fontes renováveis até 2020. Em particular para o sector eléctrico, este

cidade adicional instalada de 9,6GW [11]

9

A Energia Solar Fotovoltaica em Portugal

fruto da sua localização geográfica, é dos países da Europa que

em energia solar mais elevado e um maior número de

[10]

eléctrico nacional tem sofrido fortes alterações nos

Esta dinâmica foi impulsionada pela ênfase dado aos


energias renováveis na resolução desses mesmos problemas e pelas


de Portugal recorreu-se à


ro político energético nacional de acordo com as



e criar condições de desenvolvimento


Portugal aprovou um programa de energias renováveis de maneira a cumprir a


articular para o sector eléctrico, este

[11].



O programa nacional contempla um mecanismo de tarifas especiais para a

promoção da energia renovável, aprovando três decretos de lei para o

programa de energia: Decreto de Lei 312/2001 - Produtor Independente de

Energia (IPP), onde não há limite de potência instalada; Decreto de Lei 68/2002

- Produtor-Consumidor, onde a potência máxima instalada é 150kW; Decreto

de Lei 363/2007 - Microgeração que inclui instalações com um potência

máxima de 5,75kW para sistema monofásicos e 10,04kW para sistemas

trifásicos [11].

Face ao significativo número de empresas interessadas na microgeração, o

estado português viu-se na necessidade de criar um novo regime de apoio para

os sistemas fotovoltaicos destinados ao sector terciário, comércio e industria.

Em Dezembro de 2010 lançou então um novo programa de apoio com novas

bonificações para potências instaladas até 250kW, chamado de mini-geração e

que veio substituir o programa produtor-consumidor que não se mostrava

atraente para os produtores [11].

Em 2010, cerca de 10MW de capacidade adicional foram instalados em

Portugal, no âmbito do programa IPP, incluindo três projectos em grande

escala, todos na região sul do país: 6,3MW na central solar de Porteirinhos em

Almodôvar, 1,3MW em Mértola e 1MW em Ferreira do Alentejo. Também neste

ano, fruto de um concurso público, particularmente orientado para escolas e

instituições de solidariedade social, foi instalada uma capacidade de cerca de

670kW [11].

A potência total instalada em 2010 ao abrigo do programa da micro-

geração foi cerca de 32,6MW, dos quais 98% foram instalações fotovoltaicas.

O mercado fotovoltaico português cresceu 22% em 2010, atingindo um

total de capacidade de energia fotovoltaica acumulada de cerca de 131MW, tal

como demonstra a Figura 1.6. O aumento de capacidade deve-se

essencialmente aos sistemas de micro-geração conectados à rede (19MW) e

os geradores IPP (10MW).



Figura 1.6 – Potência fotovoltaica acumulada instala da em Portugal [11]

Grande parte da produção de energia eléctrica nacional, com recurso à

tecnologia fotovoltaica está situada no Alentejo, onde se situam as maiores

centrais fotovoltaicas, em termos de energia produzida. A Central Fotovoltaica

da Amareleja e a Centra Fotovoltaica de Serpa, são exemplos de duas centrais

que em tempos já foram consideradas as maiores do mundo, com a primeira

produzir um total de 46MW de potência, enquanto que a central de Serpa tem

uma potência total instalada de 11MW de potência. Na Figura 1.7 a) está

representada a Central Fotovoltaica da Amareleja e na Figura 1.7 b) está

representada a Central Fotovoltaica de Serpa.

Figura 1.7 - a) Central Fotovoltaica de Serpa b) Cen tral Fotovoltaica da Amareleja

O novo quadro político introduzido pelo governo em 2010, alinhado com a

estratégia da UE para a problemática clima vs energia, irá permitir uma

implantação muito mais rápida da energia fotovoltaica durante a próxima

década, de forma a atingir o objectivo de produção de 1500MW até 2020 [11].

a) b)



Dada a difícil situação económica que o país enfrenta e enfrentará nos

próximos tempos, e o facto das energias renováveis representarem um

encargo adicional para os consumidores de electricidade que têm de suportar o

custo extra das mesmas nas suas contas, os principais desafios futuros para

Portugal no que respeita a energia solar fotovoltaica são: manter um quadro

estável suficientemente atraente para o produtores e minimizar os riscos de

investimento; consolidar um cluster industrial [11].

1.5. Motivações

A produção de energia eléctrica com recurso à tecnologia solar fotovoltaica

apresenta um conjunto de vantagens ambientais, económicas e sociais,

relativamente aos recursos fosseis, que possibilita aos países uma redução da

sua pegada ecológica e um crescimento económico sustentável. Portugal

sendo um país privilegiado em termos geográficos, pela forte radiação solar a

que está sujeito, dispõe de óptimas condições para a exploração do mercado

da energia fotovoltaica.

Apesar das centrais fotovoltaicas instaladas em território nacional

produzirem uma potência considerável, há ainda caminho a percorrer na

evolução destes sistemas, onde as universidades podem desempenhar um

papel importante.

Nesse sentido, o interesse pela área das energias renováveis,

nomeadamente a energia solar fotovoltaica, e a possibilidade de desenvolver

todos os circuitos necessários à interface de um painel solar fotovoltaico à rede

eléctrica, tendo por base todo o conhecimento adquirido ao longo do curso,

constituem as grandes motivações que levaram à realização desta dissertação

de Mestrado.

A multidisciplinaridade do trabalho em questão, envolvendo áreas tão

distintas como a electrónica de potência, o controlo e a programação, constitui

outro factor de motivação.

Assim, esta dissertação pretende ser uma contribuição para o estudo e

desenvolvimento da energia solar fotovoltaica, designadamente na interface de

um painel solar fotovoltaico à rede eléctrica.



1.6. Objectivos

Para a implementação prática dos circuitos de potência e de controlo

necessários à interface de um painel fotovoltaico à rede eléctrica,

estabeleceram-se os seguintes objectivos:

• Estudo de diferentes tipologias de ligação de painéis fotovoltaicos à

rede eléctrica.

• Estudo dos circuitos MPPT (Maximum Power Point Tracking).

• Simulações computacionais de circuitos de ligação de painéis

solares à rede eléctrica.

• Simulações computacionais de circuitos MPPT

• Implementação de um inversor electrónico de potência capaz de

converter a saída do painel fotovoltaico num sistema alternado

monofásico 230V, 50Hz.

• Implementação de um circuito MPPT e respectivo sistema de

controlo.

• Testes ao sistema completo e ligação à rede eléctrica.

1.7. Estrutura da Dissertação

A presente dissertação divide-se em sete capítulos, em que cada um

corresponde a uma etapa do trabalho realizado, sendo que este consistiu numa

primeira fase num estudo teórico, seguido pela fase de simulações e culminou

na implementação prática de todo o sistema.

No capítulo introdutório é feita a identificação do problema energético, um

enquadramento nacional e mundial da energia solar fotovoltaica, são

apresentadas as simulações que levaram à proposta desta dissertação e ainda

a enumeração de todos os objectivos da mesma.

O capítulo dois apresenta uma breve descrição dos diferentes tipos de

sistemas fotovoltaicos, bem como um estudo acerca de células e módulos

solares fotovoltaicos. São também apresentados os modelos eléctrico e

matemático da célula fotovoltaica, tal como a sua curva característica e ainda o

efeitos da temperatura e radiação solar nos módulos fotovoltaicos.



No capítulo três é apresentado um estudo teórico dos vários algoritmos

seguidores do ponto de máxima potência (MPPT).

O quarto capítulo expõe a análise realizada ao funcionamento dos circuitos

electrónicos de potência implementados, designadamente, o conversor CC-CC

step-up e o conversor CC-CA, vulgarmente denominado por inversor. Foram

também analisados e estudados os respectivos métodos de controlo dos dois

conversores. Ainda neste capítulo foi efectuado o dimensionamento do

conversor step-up.

No capítulo cinco são apresentadas todas as simulações computacionais

realizadas às diferentes partes constituintes do sistema.

O capítulo seis demonstra a implementação prática da unidade de

potência, da unidade de medida e da unidade de controlo, e os respectivos

resultados experimentais.

Por fim, o capítulo sete onde vem as conclusões finais de todo o trabalho e

as propostas de trabalho futuro no âmbito do mesmo projecto

.



2. Sistema Solar Fotovoltaico

2.1. Introdução

O sistema solar fotovoltaico reúne no seu conjunto vários componentes,

que juntos colaboram num objectivo único de produzir energia eléctrica através

de uma fonte luminosa. Estes elementos podem utilizar diferentes

configurações de ligação, de forma a alimentarem sistemas isolados ou cargas

independentes, ou até mesmo operaram em sintonia com a rede eléctrica

nacional.

A célula solar fotovoltaica assume-se como o elemento básico da

conversão de energia, pois é nela que decorre a transformação da energia

solar em energia eléctrica. Através da associação série ou paralelo de células

solares podem formar-se módulos solares, que por sua vez compõem painéis

solares quando ligados entre si.

Assim, neste capítulo é apresentada uma descrição dos diferentes tipos de

sistemas fotovoltaicos, e uma explicação dos fundamentos teóricos que

ocorrem nas células solares fotovoltaicas, de forma a perceber melhor o

funcionamento da célula e consequentemente do painel fotovoltaico. Com base

no modelo matemático aqui descrito, é também apresentada uma simulação,

feita em Matlab, da curva característica de uma célula de um painel

fotovoltaico, bem como os efeitos provocados pela radiação solar e pela

temperatura no comportamento da célula.

Do ponto de vista da energia fotovoltaica, o aproveitamento da energia

fornecida pelo sol é algo que sempre despertou o interesse da população

mundial desde muito cedo. A complexidade da tecnologia subjacente ao

aproveitamento da radiação solar foi um desafio que começou a ser

solucionado em 1839, e ainda hoje é alvo de melhorias em concordância com o

desenvolvimento tecnológico.

O físico francês Alexandre Edmond Bequerel tinha especial interesse em

fenómenos relacionados com a luz, fotoquímica e fosforescência. Dedicando

quase toda a sua vida ao estudo da teoria da luz, foi o primeiro a observar o



efeito fotovoltaico, quando detectou o aparecimento de uma tensão no

momento em que um de dois eléctrodos eram iluminados pelo sol numa

solução de fraca condução. Este facto histórico remonta ao ano de 1839 [12]

[13].

Em 1873 Willoughby Smith descobriu a fotocondutividade num material

semi-condutor, o Selénio. Ao verificar que a resistência deste variava em

função da quantidade de luz a que era exposto. Percebeu assim que o Selénio

podia transformar a energia luminosa em impulsos eléctricos [12].

Os ingleses Adams e Day detectaram também o fenómeno da

fotocondutividade no Selénio em 1876 e construíram a primeira célula

fotovoltaica com rendimento estimado entre 1% e 2%. Esta foi de facto a

primeira vez que se observou o efeito fotovoltaico num material sólido. No

entanto, este tipo de células nunca chegou a ser produzido devido aos

elevados custos de produção relativamente ao rendimento obtido [12].

O americano Charles Fritts, em 1883, foi o primeiro a desenvolver uma

célula solar a partir de camadas – wafers, para converter a radiação solar em

energia eléctrica [12] [14].

Heinrich Hertz em 1887 e Hallwachs em 1904 descobriram

respectivamente, que a influência da radiação ultravioleta na descarga eléctrica

provoca uma faísca entre dois eléctrodos do metal e uma combinação de

metais era sensível à luz [12] .

Nos anos seguintes o conhecimento básico do fenómeno fotovoltaico foi

aprofundado e expandido. Nas décadas de 1920 e 1930, a mecânica quântica

forneceu a base teórica para a compreensão actual do efeito fotovoltaico [13].

Um grande passo na evolução da tecnologia de células solares foi o

desenvolvimento, no início dos anos 50, de um método para a produção de

silício cristalino com elevado grau de pureza, sendo o cientista polaco

Czochralski o responsável por este feito. Isto permitiu a produção de células

fotovoltaicas de silício com um rendimento entre 4% e 6% [12].

Em 1951 depois de vários estudos desenvolveu-se uma junção p-n que

possibilitou a produção de células a partir de um único cristal de Germânio. Nos

anos seguintes detectou-se também o fenómeno fotovoltaico em outros

materiais e cristais [12].



Por esta altura surgiram as primeiras aplicações comerciais de células

fotovoltaicas de silício. Numa fase inicial, estas foram instaladas em locais

geograficamente isolados das linhas de transporte de energia, com o intuito de

providenciar o fornecimento de energia eléctrica nestes locais. Bóias de

sinalização e sistemas de telecomunicação são outros exemplos das primeiras

aplicações de células fotovoltaicas. Em 1963, no Japão, foi instalado um

sistema fotovoltaico de 242 W num farol (a maior aplicação da altura) [14]. No

entanto, este tipo de aplicações não teve o resultado esperado. Foi na área

espacial que as células fotovoltaicas se revelaram extremamente úteis, quando

em 1958 um satélite espacial dos Estados Unidos utilizou um conjunto de

células para alimentar o seu rádio. O funcionamento das células foi de tal forma

eficiente que a comunidade científica de imediato percebeu que estas poderiam

ser uma fonte de energia muito eficaz em muitas missões espaciais. Desde

então a energia solar fotovoltaica tem sido parte integrante do programa

espacial dos Estados Unidos [12].

A partir de 1975 o número de aplicações em terra de sistemas fotovoltaicos

era superior ao número de aplicações no espaço, ou seja, o mercado terrestre

ganhou espaço relativamente ao mercado espacial [13]. Actualmente, os

sistemas fotovoltaicos estão presentes em praticamente todos os mercados

mundiais, em diversos tipos de aplicações. São vários os exemplos práticos

onde é bem visível a aplicabilidade prática da energia solar fotovoltaica, desde

pequenos equipamentos electrónicos, como calculadoras, passando pelos

aparelhos e sistemas eléctricos remotos que não estão ligados à rede eléctrica

pública e que alimentam residências individuais e indústrias.

Foi entre os anos de 1970 e 1990 que o desenvolvimento da tecnologia

fotovoltaica assumiu um comportamento muito activo e dinâmico, sendo os

Estados Unidos, a Alemanha e o Japão os países mais dinamizadores de todo

este processo. Este interesse pelo desenvolvimento da energia solar

fotovoltaica foi impulsionado pelos riscos públicos do aquecimento global e pela

problemática da energia nuclear. Perante este cenário, os países mais

industrializados viram-se na obrigação de criar mecanismos e incentivos para o

progresso da tecnologia fotovoltaica, através da criação de subsídios

governamentais, campanhas de marketing, grupos de investigação e

desenvolvimento, entre outros. Surgiram assim ideias revolucionárias como a



utilização de novos materiais, tais como o silício multicristalino e métodos de

produção do silício directamente em fita. Estes avanços permitiram uma

redução do custo da electricidade solar [13].

Os elevados custos destes sistemas têm sido o principal obstáculo à

utilização mais ampla de células fotovoltaicas, mas os apoios políticos, os

incentivos à microgeração, bem como a escassez de combustíveis fósseis e a

diminuição dos custos dos dispositivos fotovoltaicos, podem resultar na

expansão destes mercados e consequente redução de custos de produção [12]

[13].

2.2. Tipos de sistemas fotovoltaicos

Os sistemas de energia fotovoltaicos geralmente são classificados de

acordo com as suas exigências funcionais e operacionais, a sua configuração e

a forma de como os equipamentos são ligados a outras fontes de energia e às

cargas eléctricas. Estes podem ser projectados para fornecer corrente contínua

ou funcionar como alimentação de uma instalação de corrente alternada,

podendo operar ligados à rede eléctrica ou de forma independente. Em ambos

os casos estes podem estar conectados com outras fontes de energia e

sistemas de armazenamento de energia.

Um sistema fotovoltaico pode ser classificado em três categorias distintas:

sistemas isolados, sistemas ligados à rede eléctrica e sistemas híbridos. A

opção por qualquer uma das categorias depende da aplicação do sistema e da

disponibilidade de recursos energéticos. A presente dissertação enquadra-se

no grupo de sistemas ligados à rede eléctrica.

Os sistemas fotovoltaicos obedecem a uma configuração básica,

constituída pelos painéis fotovoltaicos, unidade de controlo, unidade de

armazenamento e utilizador [15], tal como mostra a Figura 2.1.componentes e

fontes geradoras.

No entanto, a complexidade de cada sistema é variável podendo usar

diferentes números de componentes e fontes geradoras.



2.2.1. Sistemas Fotovoltaicos Isolados

Os sistemas fotovoltaicos isolados funcionam de forma independente da

rede eléctrica.

Este tipo de sistemas é utilizado para alimentar cargas isoladas, situadas

em zonas remotas, onde a chegada de energia através do sistema

convencional ou através de qualquer outra forma de geração de energia não é

viável do ponto de vista económico ou técnico. Os sistemas de vigilância nas

auto estradas, o fornecimento de energia a pequenas embarcações, os

sistemas de iluminação pública e os sistemas de telecomunicações, entre

outros, são alguns exemplos de aplicação de sistemas isolados fotovoltaicos.

Os sistemas fotovoltaicos isolados podem dividir-se em quatro grupos, de

acordo com o tipo de carga a ser alimentada (carga CC ou carga CA) e a

utilização ou não de uma unidade de armazenamento de energia. Na Figura

2.2 podem observar-se os tipos de ligações de sistemas fotovoltaicos isolados.

O banco de baterias é utilizado para armazenar energia, muito útil para

alimentar a carga nas situações em que a radiação solar é nula ou insuficiente

para a produção de energia [16].

O controlador de carga monitoriza a carga e descarga das baterias, não

permitindo que estas sejam danificadas por sobrecargas ou descargas

profundas, aumentando assim o tempo de vida útil das baterias [15] [16].

Para alimentar cargas de corrente alternada utiliza-se um inversor, uma vez

que os painéis solares fotovoltaicos produzem corrente contínua.

Figura 2.1 - Configuração básica de um sistema foto voltaico básico

Unidade de

Controlo

Unidade de

Armazenamento

Receptor/Rede



Inversor

CC/CA Carga CA

Banco

de Baterias

Controlador

de Carga

Banco

de Baterias

Carga CC

Carga CC

Controlador

de Carga

Conversor

CC/CC Carga CA

Inversor

CC/CA

2.2.2. Sistemas Fotovoltaicos Híbridos

Os sistemas fotovoltaicos híbridos, representado na Figura 2.3, são

aqueles que de forma independente da rede eléctrica, integram várias fontes

de energia renovável, como por exemplo, sistemas fotovoltaicos e sistemas

eólicos, entre outros. Fontes de produção convencionais, tais como geradores

diesel, são integradas com as fontes de energia renovável, com o objectivo de

auxiliar na produção de energia nas alturas em que o consumo eléctrico é

elevado, ou quando a produção eléctrica é insuficiente para satisfazer o

consumo eléctrico.

O facto de ter que gerir energia proveniente de várias fontes, bem como a

necessidade de entregar ao utilizador energia de forma eficiente, faz com que o

processo de optimização do sistema de controlo seja complexo [16] [15].

Figura 2.2 - Sistema fotovoltaico isolado



Unidade de Controlo

Unidade de

Armazenamento Utilizador

2.2.3. Sistemas Fotovoltaicos Ligados à Rede

Eléctrica

Os sistemas fotovoltaicos ligados à rede eléctrica são concebidos para

operarem em paralelo com a rede e têm vindo a ganhar cada vez mais

aderentes nos últimos tempos. Este crescimento deve-se em grande parte aos

incentivos financeiros que os governos oferecem a quem opta por este tipo de

instalação eléctrica. A energia gerada por este sistema pode ser consumida

pelo próprio utilizador, reduzindo assim a dependência face ao sistema

eléctrico convencional, ou então pode ser vendida e injectada na rede eléctrica

nacional a preços muito atractivos e rentáveis, amortizando assim o

investimento inicial.

Tratam-se de sistemas que utilizam um elevado número de painéis solares

fotovoltaicos para poderem produzir grandes quantidades de energia e

tipicamente não necessitam de sistemas de armazenamento de energia, pois

toda a energia produzida é injectada na rede.

Este sistema implica a utilização de inversores, uma vez que, os painéis

solares fotovoltaicos produzem corrente contínua e a rede consome corrente

alternada. Para além de efectuar a conversão CC/CA, o inversor também é

Figura 2.3 - Exemplo de um sistema fotovoltaico híbr ido



responsável por sincronizar a corrente de saída do painel fotovoltaico com a

corrente da rede de forma a reduzir o consumo a partir da rede. Assim, o

inversor assume-se como elemento fundamental neste tipo de sistemas,

devendo por isso, o seu dimensionamento ser feito com muito cuidado para

que as exigências de qualidade e segurança da rede sejam satisfeitas. A

Figura 2.4 representa o esquemático de um sistema fotovoltaico ligado à rede

eléctrica.

2.3. Células Solares Fotovoltaicas

A célula solar fotovoltaica, é o elemento básico do sistema solar

fotovoltaico, com o qual se constroem módulos e painéis solares. A sua função

é converter a energia solar em energia eléctrica através do efeito fotovoltaico,

explicado no subcapítulo seguinte. As células podem ser ligadas em série ou

em paralelo para formarem módulos, sendo que na ligação série obtém-se um

aumento do valor da corrente, enquanto que na ligação paralelo aumenta-se o

valor da tensão.

Estas células são constituídas por um material semicondutor, normalmente

o silício, ao qual são adicionadas substâncias dopantes de forma a criar um

meio adequado para o estabelecimento do efeito fotovoltaico.

2.3.1. Efeito Fotovoltaico

Através da análise semântica da palavra fotovoltaico, é possível perceber

que este termo surge da junção de “foto”, que significa luz, com “voltaico”, que

se refere ao aparecimento de uma diferença de potencial através de uma

CC

CA

Figura 2.4 - Sistema fotovoltaico ligado à rede

Rede Eléctrica



reacção química. Esta divisão permite ter uma noção, ainda que intuitiva, do

significado do fenómeno efeito fotovoltaico.

O efeito fotovoltaico é o fenómeno responsável pela conversão da energia

solar em energia eléctrica. Este realiza-se em materiais semicondutores, que

tal como o próprio nome indica, possuem características intermédias entre um

condutor e um isolante. Os semicondutores caracterizam-se pela presença de

bandas de energia onde é permitida a presença de electrões (zona de valência)

e de outra zona chamada banda de condução. O semicondutor mais utilizado é

o silício, cujo símbolo químico é Si [17] [18] [19].

O silício normalmente apresenta-se como areia, obtendo-se na sua forma

pura através de métodos adequados. Os elementos do grupo IV da tabela

periódica, como o silício, caracterizam-se por possuírem quatro electrões de

valência que se ligam aos átomos vizinhos através de ligações covalentes,

formando uma rede cristalina. O cristal de silício puro não apresenta electrões

livres e portanto é um mau condutor eléctrico. Para inverter esta situação é

necessário adicionar outros elementos químicos ao sistema. Quando átomos

que possuem cinco electrões de valência, como o fósforo ou o arsénio, são

adicionados ao sistema, há um electrão em excesso que fica livre para

estabelecer ligações covalentes, enfraquecendo a sua ligação com átomo de

origem. Por outro lado, quando átomos que possuem três electrões de

valência, como o boro ou o índio, são adicionados ao sistema, há falta de um

electrão para estabelecer as ligações covalentes com os átomos de silício,

formando uma lacuna. Desta forma, é necessária uma pequena quantidade de

energia para que, no primeiro caso, o electrão livre seja libertado para a banda

de condução, e no segundo caso, um electrão de um local vizinho se desloque

e preencha a lacuna. Assim, o fósforo ou o arsénio são doadores de electrões

do tipo N (silício tipo N) e o boro ou o índio, são aceitadores de electrões do

tipo P (silício do tipo P) [17] [18] [19].

Cada célula solar é constituída por uma camada fina de material do tipo N

e outra com maior espessura de material do tipo P, como se pode observar

Figura 2.5


24

Figura 2.5 - Camada do tipo P e camada do tipo N da célula solar

Separadamente, as camadas do tipo N e do tipo P são elect

neutras, no entanto, ao serem ligadas, através da junção P

campo eléctrico. Na zona da junção dá

livres, do lado N para o lado P, que irão preencher as lacunas. Esta deslocação

de electrões provoca um défice de electrões do lado N, tornando

positivamente e uma concentração de electrões do lado P, ficando carregado

negativamente. Surge assim um campo eléctrico na zona da junção. Este

processo atinge um ponto de equilíbrio quando o campo elé

impedir a passagem dos electrões livres do lado N para o lado P. A tensão total

desta junção é cerca de 1V e é chamada tensão de difusão

A luz solar ao incidir sobre a junção P

com os electrões da camada de silício, fornecendo

transformando-os em condutores.

deslocam-se para a banda de

electrões das ligações covalentes formando pares electrões

acelerados por efeito do campo eléctrico em sentidos opostos. Como resultado

do deslocamento das cargas obtém

superfícies opostas da célula

tensão de circuito aberto. Na

numa célula.



Camada do tipo P e camada do tipo N da célula solar

Separadamente, as camadas do tipo N e do tipo P são elect

neutras, no entanto, ao serem ligadas, através da junção P-N gera

campo eléctrico. Na zona da junção dá-se uma transferência de electrões


m défice de electrões do lado N, tornando-



processo atinge um ponto de equilíbrio quando o campo eléctrico é capaz de


desta junção é cerca de 1V e é chamada tensão de difusão [17] [19]

A luz solar ao incidir sobre a junção P-N faz com que os fotões choquem

com os electrões da camada de silício, fornecendo-lhes energia e

os em condutores. Os electrões da zona de valência

se para a banda de condução, ou seja, os fotões arrancam os

electrões das ligações covalentes formando pares electrões – lacunas, que são


do deslocamento das cargas obtém-se uma diferença de potenc

superfícies opostas da célula – efeito fotovoltaico. Esta tensão é chamada

tensão de circuito aberto. Na Figura 2.6 pode observar-se o efeito fotovoltaico


Separadamente, as camadas do tipo N e do tipo P são electricamente

N gera-se um

se uma transferência de electrões


-o carregado



ctrico é capaz de


[19].

os fotões choquem

lhes energia e

Os electrões da zona de valência

condução, ou seja, os fotões arrancam os

lacunas, que são


se uma diferença de potencial entre as

efeito fotovoltaico. Esta tensão é chamada

se o efeito fotovoltaico



Através de um condutor externo liga

camada positiva (silício tipo N

corrente eléctrica na ligação, enquanto a luz solar incidir na célula, sendo que a

intensidade dessa corrente é proporcional à intensidade de luz incidente

corrente de curto-circuito. A

fotovoltaica. [17].

Figura 2.7


Figura 2.6 - Efeito fotovoltaico na junção P-N [15]

Através de um condutor externo liga-se a camada negativa (silício tipo P

camada positiva (silício tipo N). Desta forma, cria-se um caminho para a


intensidade dessa corrente é proporcional à intensidade de luz incidente

circuito. A Figura 2.7 mostra a estrutura básica da célula

- Esquemático de um a célula fotovoltaica de silício

25

camada negativa (silício tipo P) à

se um caminho para a


intensidade dessa corrente é proporcional à intensidade de luz incidente –

mostra a estrutura básica da célula

a célula fotovoltaica de silício [20]



O efeito fotovoltaico envolve três efeitos físicos que se relacionam entre si,

sendo eles a absorção, transferência de energia e energia eléctrica [20].

A luz é composta por fotões que podem penetrar em determinados

materiais e até atravessá-los. Um raio luminoso ao incidir sobre um material

pode ser reflectido, absorvido ou refractado. Quando um raio solar incide sobre

uma célula fotovoltaica, este é absorvido e restituído sob a forma de outra

energia – absorção [20].

Todos os materiais são formados por átomos que possuem um núcleo e

um conjunto de electrões que gravitam em redor do núcleo. Os electrões ao

absorverem a energia dos fotões libertam-se da influência do núcleo, ficando

livres – transferência de energia dos fotões para as cargas eléctricas. Estes

electrões livres constituem a corrente eléctrica [20].

Para que os electrões libertados possam ser uma fonte de energia

eléctrica, estes têm de circular no exterior do semicondutor. Isto é conseguido

com uma junção P-N, cujo objectivo é criar um campo eléctrico no interior do

material de forma a separar as cargas negativas das cargas positivas – criação

de corrente eléctrica [20].

2.3.2. Tipos de Células Solares Fotovoltaicas

Actualmente podem encontrar-se no mercado vários tipos de células

solares fotovoltaicas, estando estas divididas em três categorias segundo o seu

tipo. As células de primeira geração, feitas a partir de silício cristalino, que

englobam as células monocristalinas e policristalinas. As de película fina

pertencem ao grupo das células de segunda geração, onde novos materiais

semicondutores são explorados. Por último, as de terceira geração, que

engloba vários conceitos novos de células solares, na sua maioria ainda na

fase de desenvolvimento, tais como as soluções microcristalinas,

nanocristalinas ou híbridas [21].

As células de silício cristalino têm dominado a indústria fotovoltaica desde o

seu início, sendo uma tecnologia bastante conhecida e fiável é com

naturalidade que se apresentam como líderes mundiais de mercado [22].



a) Células de silício monocristalino

As células solares de silício monocristalino, ilustradas na Figura 2.8 a)

representam a primeira geração de células solares, sendo estas, as mais

usadas e comercializadas para painéis fotovoltaicos. Estas células são

cortadas a partir de um único cristal de silício de grandes dimensões e elevada

pureza. Apresentam um rendimento de cerca de 24% em laboratório, o que na

prática se traduz numa eficiência entre 15% e 20% [16] [21] [23]. As técnicas

utilizadas para a sua produção são caras e complexas, o que se reflecte no

preço final para o consumidor. Este custo elevado deve-se ao facto de o

processo de fabrico exigir uma grande quantidade de energia bem como

materiais no seu estado puro e com uma estrutura cristalina perfeita [20].

b) Células de silício policristalino

As células solares de silício policristalino, mostradas na Figura 2.8 b) são

constituídas por um grande número de pequenos cristais de silício e também

pertencem ao grupo de células de primeira geração. O seu processo de fabrico

é mais simples e necessita de menos energia, comparado com as células

monocristalinas, o que reduz o seu custo de produção. Contudo, estas

apresentam um rendimento inferior, entre 12% e 15% [16] [21] [23], devido ao

facto de o silício conter imperfeições resultantes do seu processo de fabrico.

São as células que apresentam uma melhor relação preço/rendimento sendo

por isso bastante utilizadas [20].

c) Células de película fina

As células solares de película fina ou filme fino, representadas na Figura

2.8 c) constituem o grupo de células de segunda geração. Esta geração surgiu

como resposta à necessidade de encontrar uma alternativa às células de

primeira geração, muito dispendiosas no seu processo de produção, por

requererem elevadas temperaturas na sua produção e elevados graus de

pureza.

Este tipo de células é constituído por películas finas de silício, permitindo

assim reduzir a espessura da célula e quantidade de silício usada. O seu

processo de fabrico apresenta um baixo consumo de energia.


28

As grandes desvantagens

rendimento, tipicamente entre 5% e 10%

de degradação nos primeir

longo da vida útil.

A principal tecnologia é o silício amorfo (a

profissional, em relógios

películas muito finas o que permite que sejam utilizadas como material de

construção, tal como em fachadas ou telhados de edifícios. Isto possibilita o

seu uso em grande escala, atenuando o problema do baixo rendimento

energético [21].

As células de arseniato de gálio (GaAs)

filme fino. Apresentam um rendimento que pode chegar aos 25%, mas a sua

utilização está ainda muito limitada, devido aos elevados custos de produção

[20].

Figura 2.8 - Tipos de células fotovoltaicas: a) silício monocris talino b) silício policristalino c)

d) Outros tipos de células

Para além das células fo

que têm por base outros materiais, estando para já a serem alvo de testes e

desenvolvimentos laboratoriais. Prometem

custos mais reduzidos, mas não devem aparecer no mercado no

a 15 anos, uma vez que, ainda se encontram em fase de estudo.



s desvantagens destas células são apresentarem

tipicamente entre 5% e 10% [16] [21] [23] e sofrerem um processo

primeiros meses de vida, reduzindo assim a eficiência ao

A principal tecnologia é o silício amorfo (a-Si), muito usada na electrónica

e calculadoras. As células de silício amorfo são

ue permite que sejam utilizadas como material de



As células de arseniato de gálio (GaAs) são outro exemplo de células de



Tipos de células fotovoltaicas: a) silício monocris talino b) silício policristalino c) película fina

Outros tipos de células

Para além das células fotovoltaicas baseadas em silício, existem outras


desenvolvimentos laboratoriais. Prometem ter rendimentos mais elevados e

custos mais reduzidos, mas não devem aparecer no mercado nos próximos 10

a 15 anos, uma vez que, ainda se encontram em fase de estudo.


apresentarem um baixo

e sofrerem um processo

assim a eficiência ao

Si), muito usada na electrónica

e calculadoras. As células de silício amorfo são

ue permite que sejam utilizadas como material de



são outro exemplo de células de



Tipos de células fotovoltaicas: a) silício monocris talino b) silício policristalino c)

tovoltaicas baseadas em silício, existem outras


rendimentos mais elevados e

s próximos 10



De entre essas novas tecnologias destacam-se as tecnologias

nanocristalinas sensibilizadas com corantes, microcristalinas, micromorfas e

híbridas. As células Copper Indium Deselenid (CIS) e Cadmium Telluride

(CdTe), Dye-sensitized são outros exemplos de tipos de células [16] [21].

2.3.3. Modelo Eléctrico e Matemático da Célula

Fotovoltaica

O conhecimento do modelo de uma célula fotovoltaica, e

consequentemente, de um módulo solar é importante para perceber o

comportamento de um arranjo de painéis fotovoltaicos sob diferentes condições

de operação. Desta forma, neste capítulo é apresentado o modelo eléctrico e

matemático da célula fotovoltaica.

O circuito equivalente de uma célula fotovoltaica normalmente é

representado pelo esquema da Figura 2.9 a). No entanto, devido à

complexidade de análise e determinação dos parâmetros deste circuito,

optou-se por um circuito simplificado em que a resistência paralela (Rp) é

eliminada. A exclusão de Rp justifica-se pelo facto de esta apresentar valores

grandes e, portanto, não influenciar no cálculo do valor da corrente [24] [25].

Deste modo, toda a análise efectuada ao longo desta dissertação é baseada no

circuito da Figura 2.9 b).

O modelo da célula solar, consiste numa fonte de corrente Iph, que

representa a corrente gerada pela célula fotovoltaica quando atingida pelos

raios solares, um díodo D, que simboliza a junção P-N da célula e é

atravessado por uma corrente ID, que depende da tensão nos terminais da

célula. Rs representa a resistência de cada célula e da conexão em série com

outras células, e as correspondentes perdas do material semicondutor nos

contactos metálicos. A corrente fornecida pela célula fotovoltaica a uma dada

carga e a tensão aplicada aos terminais da célula são representados por Iout e

V respectivamente.



Figura 2.9 – a) Circuito equivalente completo de um a célula fotovoltaica b) Circuito equivalente simplificado de uma célula fotovoltaica

Analisando a Figura 2.9 b) e com base na 1ª Lei de Kirchhoff verifica-se

que:

= − (2.1)

A corrente ID que circula no díodo é:

= ∗ ( ∗ − 1) (2.2)

Em que Vt é definido por:

= (2.3)

Para o cálculo da corrente inversa máxima de saturação do díodo, Io,

iguala-se a corrente fornecida pela célula a zero, Iout = 0.



0 = − (2.4)

0 = − ∗ ( − 1) (2.5)

= − 1 (2.6)

O valor da resistência Rs é calculado através da expressão 2.7.

= ( − !) ! (2.7)

= "# (2.8)

! = !"# (2.9)

Onde Vocc é a tensão de cada célula em circuito aberto e Vmpc representa a

tensão da célula no ponto de máxima potência. A corrente da célula para o

ponto de máxima potência é representada por Imp. Os valores de Voc, Vmp e Ns

serão explicados posteriormente.

Substituindo (2.2) e (2.3) em (2.1), obtém-se a equação 2.10 que permite

calcular o valor da corrente fornecida pela célula à carga.

= − ∗ ( $∗(%&∗)'∗(∗) − 1) (2.10)

Em que:

• Iout é a corrente fornecida pela célula à carga.

• Iph é a corrente gerada pela célula em função da radiação solar.

• Io é a corrente inversa máxima de saturação do díodo.

• V é a tensão aos terminais da célula.

• q é carga do electrão (q = 1,6*10-19 C).

• K é a constante de Boltzman (K = 1,38*10-23 J/K).

• T é a temperatura de funcionamento da célula em Kelvin.

• n é o factor de idealidade do díodo (díodo ideal n=1, díodo real n>1).



a) b)

A corrente Iph depende da radiação incidente na célula, tal como mostra a

equação 2.11.

= **+,- ∗ (./01) (2.11)

Na qual G representa a radiação solar incidente em W/m2, Gref a radiação

solar incidente nas condições standard test condition (STC), ou seja, radiação

igual a 1000 W/m2 e temperatura igual a 25ºC. Assim, para diferentes valores

de radiação solar obtêm-se diferentes valores de Iph.

2.3.1. Curva Característica da Célula Fotovoltaica

A curva característica corrente vs tensão pode ser definida como a

representação dos valores da corrente de saída da célula fotovoltaica num

dado instante de tempo, em função da tensão e em condições de operação

específicas, radiação solar incidente e temperatura. A interpretação desta curva

permite apurar a aplicabilidade e o desempenho do painel solar num

determinado projecto.

Os gráficos a seguir apresentados na Figura 2.10 a) e b) simulam,

respectivamente, as curvas características, potência vs tensão e corrente vs

tensão, de uma célula fotovoltaica do painel solar Kyocera KC 85T-1, em

condições STC.

Figura 2.10 – Curvas Características de uma célula fotovoltaica a) Curva P-V b) Curva I-V



2.4. Módulo Solar Fotovoltaico

As células solares podem ser ligadas em série ou em paralelo, dependendo

das necessidades de tensão ou corrente, formando os módulos solares

fotovoltaicos. O efeito da ligação série ou paralelo reflecte-se ao nível das

tensões ou correntes.

A ligação em série permite obter um valor de corrente mais elevado na

saída do módulo fotovoltaico, uma vez que o valor de corrente gerada pelo

painel é o resultado do somatório da corrente fornecida por cada célula.

Por sua vez, na ligação paralelo a tensão disponibilizada na saída do

módulo fotovoltaico é o resultado da soma da tensão de cada célula

constituinte do módulo.

Todas as simulações, referentes à célula fotovoltaica e módulo fotovoltaico

apresentadas neste capítulo, são relativas ao módulo solar fotovoltaico Kyocera

KC 85T-1. Neste módulo as células estão ligadas em série.

O fabricante deste módulo fotovoltaico, através do seu datasheet, fornece

as suas características eléctricas, importantes para a simulação do próprio

módulo e para a compreensão do seu funcionamento, como mostrado na

Tabela 2.1. Estes dados são obtidos através de testes realizados em condições

STC.

Tabela 2.1- Características eléctricas do módulo PV K C85T-1 [26]

Características El éctricas Módulo PV KC85T -1

Potência nominal 87 W

Tensão nominal (V mp) 17,4 V

Corrente nominal (I mp) 5,02 A

Tensão de circuito aberto (V oc) 21,7 V

Corrente de curto -circuito (I sc) 5,34 A

Número de células (N s) 36

Coeficiente de temperatura da corrent e

de curto-circuito

2,12*10-3

• Corrente de curto-circuito (I sc): é a máxima corrente que circula por

uma célula quando os seus terminais estão curto-circuitados. Nesta



situação a tensão na carga é zero, o que corresponde a uma resistência

de carga igual a zero, e a corrente que atravessa a carga é igual ao valor

do parâmetro Isc.

• Tensão de circuito aberto (V oc): é a máxima tensão entre os terminais

de uma célula quando estes estão em circuito aberto. Neste caso a

intensidade de corrente que atravessa a carga é zero, o que corresponde

a uma resistência de carga infinita, e a tensão em vazio, é o valor do

parâmetro Voc.

• Tensão nominal ( Vmp): é o valor da tensão disponibilizada pelo painel

para o ponto em que o painel fornece a máxima potência.

• Corrente nominal (I mp): é o valor da corrente gerada pelo painel quando

o painel fornece a máxima potência.

• Potência nominal: valor máximo de potência que o painel é capaz de

fornecer, resultante do produto de Imp por Vmp.

• Número de células (N s): é o número de células que estão ligadas em

série e formam o módulo solar.

A modelização do módulo fotovoltaico é feita com base nas equações

apresentadas no capítulo “Modelo eléctrico e matemático da célula

fotovoltaica”, mas tendo em atenção o número de células ligadas em série e/ou

paralelo. Assim, a corrente de saída é calculada pela expressão 2.12.

= ∗ 2 − ∗ 3 4∗5 '∗'6 789: ; − 1< (2.12)

Onde:

é o número de células ligadas em série no módulo fotovoltaico. é o número de células ligadas em paralelo no módulo fotovoltaico.

Como o módulo solar fotovoltaico em estudo apenas apresenta 36 células

ligadas em série a equação 2.12 pode ser simplificada, resultando a equação

2.13.



= − ∗ 5 $∗(∗)''() − 17 (2.13)

Na Figura 2.11 e Figura 2.12 podem observar-se, respectivamente, as

curvas I-V e P-V do módulo solar fotovoltaico, para as condições STC. Através

da figura, pode visualizar-se os três principais pontos de funcionamento do

módulo, que são: circuito aberto, curto-circuito e o ponto de máxima potência.

A curva I-V fornece o ponto de máxima potência (MPP), e através da sua

análise verifica-se que a corrente máxima fornecida pelo módulo corresponde à

corrente de curto-circuito (Isc). Neste ponto a potência é zero pelo facto de a

tensão nos terminais do módulo ser também 0V. O mesmo valor de potência é

obtido no ponto em que a tensão é máxima, tensão de circuito aberto - Voc,

onde a corrente é 0A.

Analisando a curva característica P-V e percorrendo esta no sentido

crescente da tensão, nota-se um aumento linear da potência fornecida pelo

módulo, tendo este, o comportamento de uma fonte de corrente. Inicialmente a

corrente permanece praticamente constante até ao ponto de máxima potência,

a partir do qual a diminuição exponencial da corrente pesa mais que o aumento

linear da tensão, fazendo com que a potência diminua rapidamente, e o módulo

passa a comportar-se como uma fonte de tensão.

Assim, o estudo das curvas características acima referidas, permitem

verificar a dualidade de comportamentos do módulo fotovoltaico, uma vez que,

pode afirmar-se que o módulo comporta-se como fonte de corrente à esquerda

do valor de MPP, e como fonte de tensão à direita do mesmo.

Figura 2.11 - Curva I-V no módulo fotovoltaico



Figura 2.12 - Curva P-V no módulo fotovoltaico

As características eléctricas das células solares e, portanto, de uma painel

solar fotovoltaico, alteram-se devido aos factores meteorológicos, como a

intensidade da radiação solar e a temperatura das células. Deste modo, é

importante que o modelo matemático tenha em conta o efeito da variação

destes parâmetros, de maneira a prever o comportamento do painel quando

sujeito a condições de operação diferente das condições STC.

a) Radiação Solar

A radiação solar incidente e a corrente gerada pelo painel fotovoltaico

variam de forma proporcional, ou seja, um aumento da radiação incidente,

provoca um aumento da corrente produzida pelo painel, conforme o mostrado

na equação 2.14. Por sua vez, a tensão de circuito aberto (Voc) não sofre

alterações muito significativas com a variação da radiação. A Figura 2.13 e

Figura 2.14 mostram, respectivamente, um exemplo da evolução das curvas

corrente vs tensão e potência vs tensão para diferentes valores de radiação

solar incidente.

= = ∗ ../01 (2.14)

Em que:

Isc é a corrente de curto-circuito nas condições STC

G é a radiação solar incidente no painel



Gref é a radiação solar nas condições STC

Figura 2.13 - Efeito da radiação solar na curva I-V d e um painel fotovoltaico

Figura 2.14 - Efeito da radiação solar na curva P-V d e um painel fotovoltaico

a) Temperatura

A corrente gerada pelo painel solar fotovoltaico varia em função da

temperatura a que o painel está sujeito, de acordo com a equação 2.15.



= − 0> ∗ ? $∗(∗)'() − 1@ (2.15)

Em que 0>, representa a corrente máxima de saturação à temperatura

a que o módulo solar está sujeito e é dada pela equação 2.16.

0> = ∗ ( A B)C ∗ ?$∗DE'∗( ∗F G:/01HG:I@ (2.16)

Por sua vez, a corrente de curto-circuito depende da temperatura do

módulo, tal como mostrado na equação 2.17.

= = + K:( − A B) (2.17)

Onde:

T é a temperatura ambiente à qual o painel está sujeito

Tref é a temperatura STC (25ºC)

αT é o coeficiente de temperatura da corrente de curto-circuito

Eg é a energia necessária para que o electrão efectue a transição da zona

de valência para a zona de condução.

Através da análise do gráfico da Figura 2.15, verifica-se que a temperatura

provoca modificações ao nível da corrente gerada pelo módulo fotovoltaico e

também na tensão de circuito aberto do módulo.

A corrente de saída do painel é menos afectada pela temperatura, quando

comparado com o efeito da radiação solar, uma vez que esta não sofre

alterações muito significativas. Em relação à tensão de circuito aberto acontece

o contrário, esta é mais influenciada pela temperatura, já que apresenta

modificações mais acentuadas.

O ponto de máxima potência também diminui ligeiramente com o aumento

da temperatura como se pode ver na Figura 2.16.

A corrente de curto-circuito aumenta com a variação da temperatura, sendo

que esta variação é muito pouco significativa.



Figura 2.15 - Efeito da temperatura na curva I-V do m odulo fotovoltaico

Figura 2.16 - Efeito da temperatura na curva P-V do m ódulo fotovoltaico

2.5. Conclusões

A escassez de recursos fósseis para a produção de energia eléctrica e os

efeitos subjacentes provocados pela queima desses mesmos recursos, leva a

que a energia solar fotovoltaica e em particular os sistemas fotovoltaicos

ligados à rede eléctrica, sejam cada vez mais utilizados na produção de



energia eléctrica. As pesquisas e os trabalhos efectuados neste âmbito são

essenciais para tornar estes sistemas mais eficientes, mais confiáveis em

termos tecnológicos, e mais acessíveis do ponto de vista económico. Deste

modo, conhecer as principais características do sistema fotovoltaico é

essencial para o desenvolvimento e aprimoramento dos elementos que

compõe o sistema.

Neste capítulo, foram apresentados a célula solar fotovoltaica e o módulo

fotovoltaico, do ponto de vista dos objectivos deste trabalho.

O modelo eléctrico simplificado da célula fotovoltaica adoptado para o

desenvolvimento deste trabalho, em detrimento do modelo eléctrico completo

da célula, justifica-se pelo facto de a complexidade de análise e tratamento de

dados do modelo completo não resultar numa melhoria significativa dos

resultados finais. Foram deduzidas as expressões matemáticas da célula e

módulo fotovoltaico bem como as curvas características I-V e P-V resultantes.

O resultado da simulação das curvas em Matlab foi satisfatório e o esperado,

uma vez que estão muito próximas das curvas características apresentadas

pelo fabricante do módulo fotovoltaico simulado.

Os efeitos dos factores climatéricos, como a radiação solar e a temperatura

também foram mostrados neste capítulo.

A potência que o módulo fotovoltaico gera é proporcional à quantidade de

luz solar que incide sobre o mesmo, por isso, qualquer interferência na

chegada dos raios solares ao módulo, como céu nublado ou poluição

atmosférica, vão influenciar o rendimento deste. O efeito da radiação solar no

comportamento do módulo é apresentada através das curvas I-V e P-V,

mantendo a temperatura a 25ºC (condições STC) e variando a radiação solar

de 200 W/m2 a 1000 W/m2.

A temperatura de funcionamento de um módulo fotovoltaico e a potência

gerada por este estão interligadas. No que respeita ao efeito da temperatura

são mostradas as mesmas curvas, mas mantendo a radiação constante no

valor de 1000 W/m2 (condições STC) e alterando o valor da temperatura entre

25ºC e 75ºC. Da análise das curvas corrente vs tensão e potência vs tensão

conclui-se que o comportamento da curva I-V depende fundamentalmente da

radiação incidente e em menor grau da temperatura. Por outro lado os módulos



fotovoltaicos perdem eficiência quando expostos a elevadas temperaturas,

trabalhando melhor a temperaturas mais baixas.



3. Maximum Power Point Tracking (MPPT)

3.1. Introdução

O baixo rendimento das células solares e os custos elevados da instalação

de um sistema solar fotovoltaico, são os maiores entraves para uma aposta,

em maior escala, neste tipo de tecnologia.

Como forma de contornar estes obstáculos, é essencial conseguir extrair a

máxima potência gerada pelo painel para, desta forma, aumentar a eficiência

do sistema e reduzir os custos da energia gerada. Para isso, é fundamental

que o sistema opere o maior tempo possível sobre o ponto de máxima

potência.

O ponto de máxima potência (MPP – Maximum Power Point) de um painel

solar fotovoltaico corresponde ao ponto da curva corrente vs tensão em que se

obtém a potência máxima gerada pelo painel. Na Figura 3.1 está representada

a curva característica I-V, onde se verifica que para a potência máxima

fornecida pelo painel existe apenas um valor de tensão e somente a um valor

de corrente.

Figura 3.1- Ponto de potência máxima



Idealmente o painel solar fotovoltaico devia funcionar sempre à sua

potência nominal, mas tal não acontece porque as condições ambientais,

temperatura e radiação solar, alteram o ponto de funcionamento do painel,

como mostrado no capítulo anterior. A poluição atmosférica, a posição do sol, a

alteração dos níveis de radiação, as variações da temperatura e o próprio

envelhecimento do painel, são factores que contribuem para que o painel não

funcione sempre no seu ponto de potência máximo. Uma vez que o ponto de

máxima potência tem tendência a deslocar-se, é necessário um sistema capaz

de detectar e acompanhar o deslocamento desse ponto, de forma a extrair

sempre a potência máxima do painel – Maximum Power Point Tracking

(MPPT).

Neste capítulo são apresentados os principais métodos de busca do ponto

de máxima potência utilizados em sistemas fotovoltaicos e as suas diversas

aplicações.

3.2. Seguidor do Ponto de Máxima Potência

(MPPT)

O seguidor do ponto de máxima potência, vulgarmente designado por

MPPT (Maximum Power Point Tracking) é um sistema electrónico que opera no

painel fotovoltaico, de maneira que este produza a máxima potência num

determinado instante. O MPPT é um sistema electrónico que altera o ponto de

funcionamento electrónico dos painéis, para que estes sejam capazes de

fornecer a potência máxima, optimizando assim a extracção da energia

produzida pelos painéis.

Para além da dificuldade imposta pelas modificações das condições

climatéricas, a necessidade de alterar a tensão do painel, para o processo de

busca do ponto de máxima potência e, simultaneamente conseguir fornecer

uma tensão constante à carga, constituem as principais complicações para se

obter o ponto de máxima potência.

A solução para estes problemas passa por utilizar um conversor de tensão

CC/CC que faz a interface entre o painel fotovoltaico e a carga. O MPPT

consiste num conversor CC/CC que, de acordo com as condições impostas



pela rede, ajusta a tensão de saída do módulo de modo a que o funcionamento

decorra no ponto correspondente à potência máxima. Deste modo, o MPPT,

através do seu algoritmo de controlo, altera o valor do duty-cycle do conversor,

operando assim em conjunto, com o objectivo de encontrar e manter o painel a

operar no ponto de máxima potência. A Figura 3.2 mostra o diagrama de

blocos simplificado de um circuito MPPT.

Figura 3.2 – Diagrama de blocos simplificado de um MPPT

3.3. Aplicações do MPPT

Os seguidores do ponto de máxima potência (MPPT) são utilizados

maioritariamente em sistemas onde as fontes de energias são não lineares

[27], como exemplo são os painéis fotovoltaicos e os geradores eólicos. Os

circuitos MPPT são utilizados em aplicações solares, tais como carregadores

de baterias, sistemas isolados, sistemas ligados à rede eléctrica e sistemas de

bombagem de água.

a) Carregamento de baterias: O MPPT permite controlar o carregamento

das baterias com a energia disponibilizada pelo sistema fotovoltaico. O

seguidor do ponto de máxima potência evita que as baterias tenham

descarregamentos rápidos e protegem-nas das sobrecargas,

Sinal PWM

Painel

Fotovoltaico Carga

Microcontrolador

Cálculo da potência PV e ajuste do duty-cycle usando diferentes

algoritmos MPPT

Conversor

CC/CC

(Step-Up, Step-Down, Buck Boost)



Painel

Fotovoltaico

Conversor

CC/CC com

MPPT

CC

CA

Rede

Eléctrica

Ou

Cargas

prolongando assim a sua vida útil. Este controlo é efectuado por um

controlador de carga que existe na grande parte dos MPPT. Na Figura

3.3 pode observar-se um diagrama de blocos desta aplicação.

b) Sistemas ligados à rede e sistemas isolados: nos sistemas

ligados à rede eléctrica, o painel fotovoltaico fornece energia à rede,

enquanto nos sistemas isolados o painel solar alimenta uma carga

independente. Em ambos os sistemas é utilizado um conversor

CC/CC de forma a transformar os níveis de tensão nos desejados.

Para converter a corrente contínua em corrente alternada é utilizado

um conversor CC/CA, de forma a poder-se efectuar a ligação à rede

ou alimentar uma carga CA. Na Figura 3.4 está representado um

diagrama de blocos deste tipo de aplicação.

c) Sistemas de bombagem de água: os painéis solares fotovoltaicos

podem ser usados para alimentarem motores eléctricos, por

exemplo em aplicações agrícolas que ficam distantes da rede

eléctrica, nomeadamente em sistemas de bombagem de água para

irrigação. Usando um MPPT, para fazer a interface entre os painéis

solares e o motor consegue-se obter um aumento do fluxo de água

bombeada, melhorando assim o rendimento do sistema. Na Figura

Figura 3.3 - Aplicação do MPPT para carregamento de bateria

Banco de

Baterias

Painel

Fotovoltaico MPPT

Figura 3.4 - Aplicação do MPPT para sistemas ligados à rede e isolados



3.5 pode ver-se uma representação esquemática da aplicação de

um MPPT para sistemas de bombagem de água.

3.4. Métodos de Busca do Ponto de Máxima

Potência

As variações do clima e da carga fazem com que nem sempre o painel

solar fotovoltaico opere sobre o seu ponto de máxima potência. Deste modo, é

necessário um método de controlo dinâmico capaz de garantir a potência

máxima do painel. Assim, surgem os algoritmos de MPPT que têm por

objectivo rastrear ponto de máxima potência e manter o painel solar a funcionar

nesse ponto.

O crescimento da tecnologia fotovoltaica levou ao desenvolvimento de

métodos para encontrar o MPP, assim como de toda a tecnologia que lhe está

associada.

Actualmente, existem métodos que estão mais estudados e por isso o seu

conhecimento é mais profundo, como são os casos dos seguintes algoritmos:

Perturbação e Observação (P&O), Tensão Constante (CV) e Condutância

Incremental (IncCond).

Cada um destes algoritmos de busca do ponto de máxima potência

apresenta as suas respectivas vantagens e desvantagens. Estes métodos

variam essencialmente em complexidade de implementação e análise,

velocidade de convergência, sensores requeridos, custo, eficiência e

implementação em hardware.

Painel

Fotovoltaico

Conversor

CC/CC com

MPPT

Motor CC

para bombear

água

Figura 3.5 - Aplicação do MPPT para sistemas de bomb agem de água



3.4.1. Método da Tensão Constante (CV)

O método da tensão constante é uma das técnicas mais simples para a

busca do ponto de máxima potência. O princípio de funcionamento desta

técnica baseia-se no facto de a tensão de máxima potência (Vmp) e a tensão de

circuito aberto (Voc) terem uma relação linear independente da radiação solar

ou temperatura, [28] como mostrado na equação 3.1.

> = LG ∗ = (3.1)

Nesta equação k1 é o factor de tensão e depende das características do

módulo fotovoltaico utilizado. O cálculo do valor de k1 é um processo difícil, por

isso, geralmente é determinado por meios empíricos. O seu valor é sempre

menor que 1e varia entre 0,73 e 0,8 sendo que, k1 normalmente é igual a 0,76.

Assim, medindo a tensão de circuito aberto e uma vez determinado o valor do

factor de tensão pode calcular-se o valor de Vmp (equação 3.1) para colocar o

módulo no ponto de máxima potência [29].

O valor de Vmp é utilizado como referência para ser comparado com a

medição da tensão do painel (Vpv) e gerar um sinal de erro que é utilizado para

ajustar a tensão de controlo (Vc), como se pode ver no fluxograma da Figura

3.6.

Um dos problemas desta técnica é o facto de a tensão de circuito aberto do

módulo variar com a temperatura, obrigando a efectuar medições constantes

desta, já que o aumento da temperatura altera o valor da tensão de circuito

aberto. Outra desvantagem, que está inerente às medições, é a

obrigatoriedade de desligar os painéis fotovoltaicos do conversor de potência

para que se possam efectuar as medições de Voc, o que resulta numa perda

momentânea de energia e consequentemente de eficiência. Por isso, é

necessário a utilização de interruptores adicionais para desligar os painéis

fotovoltaicos do conversor. Mas a principal desvantagem desta técnica é a

presença de erro em regime permanente, uma vez que a relação entre Voc e

Vmax não é constante. Desta forma, o arranjo fotovoltaico nunca opera sobre o

ponto de máxima potência, mas sim em torno deste.



Figura 3.6 - Fluxograma do método tensão constante

Neste método existem três parâmetros a serem considerados: o período de

amostragem da tensão de circuito aberto, que representa o tempo em que os

painéis fotovoltaicos são desligados do conversor de potência; período de

amostragem, ou seja, o intervalo de tempo em que a tensão do painel é

amostrada em funcionamento normal; e o ganho G desta técnica. Se o período

de amostragem da tensão de circuito aberto for muito grande, o ponto de

máxima potência não pode ser seguido de forma muito precisa. Os valores do

período de amostragem e do ganho G estão relacionados com a velocidade de

convergência e estabilidade da técnica. A diminuição do período de

amostragem permite aumentar a velocidade de convergência, embora aumente

a ondulação de potência em regime permanente, podendo levar à instabilidade

da técnica para valores muito pequenos. O aumento do valor do ganho G

aumenta a velocidade de convergência e acrescenta, também, ondulação em

regime permanente da potência de saída do painel, chegando a ser instável

para valores muito elevados [30].

3.4.2. Método da Perturbação e Observação (P&O)

O método da perturbação e observação é talvez a técnica mais utilizada

para encontrar o ponto de máxima potência devido à sua fácil implementação

[31].



Este método baseia-se na alteração da variável de referência e na

comparação da potência disponibilizada pelo painel ou conjunto de painéis

fotovoltaicos antes e depois desta alteração, definindo assim o sentido da

próxima perturbação. Ou seja, será introduzida uma perturbação, numa

determinada direcção, na corrente ou na tensão do arranjo de painéis

fotovoltaicos que provocará alterações no valor da potência de saída do

módulo. Se a potência de saída aumentar, a próxima perturbação continua na

mesma direcção, mas se pelo contrário, a perturbação diminuir, o sistema será

perturbado na direcção contrária na iteração seguinte. A Tabela 3.1mostra um

resumo do comportamento da potência em função da perturbação [28].

Tabela 3.1 – Resumo do algoritmo Perturbação e Obser vação

Perturbação actual Alteração da potência Perturbação seguinte

Positiva Positiva Positiva

Positiva Negativa Negativa

Negativa Positiva Negativa

Negativa Negativa Positiva

Este processo é repetido periodicamente. Na Figura 3.7 estão

representados os quatro casos possíveis de como a potência de um arranjo de

painéis fotovoltaicos pode evoluir para uma determinada condição climatérica

[30].

Pela descrição anterior e pela observação da Figura 3.7 percebe-se que,

através desta técnica o painel fotovoltaico nunca irá atingir o ponto de máxima

potência, uma vez que, a tensão do painel será perturbada constantemente.

Isto faz com que, em regime permanente, a potência oscile em torno do MPP

desperdiçando um pouco de energia. No entanto, esta oscilação pode ser

diminuída através da redução do tamanho da perturbação, porém perturbações

muito baixas tornam a técnica lenta, demorando mais tempo para encontrar o

ponto de máxima potência.



Figura 3.7 – Evoluções possíveis da potência num pai nel fotovoltaico

Na Figura 3.8 está representado o algoritmo deste método. O

funcionamento do fluxograma do algoritmo Perturbação & Observação pode

ser explicado da seguinte forma: numa primeira fase são lidos os valores da

corrente e da tensão para calcular a potência gerada pelo painel fotovoltaico.

Após esse cálculo verifica-se se a potência aumentou ou diminuiu através de

∆P = P(k) – P(k-1). Em função deste resultado e dos possíveis

comportamentos para a potência, demonstrados na Figura 3.7, altera-se a

tensão de referência de forma a ir de encontro ao ponto de máxima potência.

Na fase final são guardados os valores da tensão e corrente, para servirem de

comparação na operação seguinte.



Figura 3.8 – Fluxograma do método Perturbação & Obs ervação

Para além das desvantagens deste método, anteriormente referidas, este

também se revela falível em situações onde podem ocorrem mudanças

bruscas das condições climatéricas, como mostrado na Figura 3.9. A partir do

ponto A, se as condições atmosféricas permanecerem aproximadamente

constantes, é aplicada uma perturbação ∆V na tensão do painel, deslocando o

ponto de operação para B. Como após a inserção da perturbação a potência

diminui, o sentido de ∆V tem de ser invertido. No entanto, se ocorrer um

aumento repentino da radiação solar desloca a potência de P1 para P2 e o

ponto de operação passará de A para C. Isto representa um aumento da

potência e a perturbação é mantida no mesmo sentido. Como consequência, o

ponto de operação irá divergir do ponto de máxima potência e manterá essas

divergências se a radiação continuar a aumentar [28].



Figura 3.9 – Mudança repentina do ponto de operação devido às alterações climatéricas

3.4.3. Método da Condutância Incremental (IncCond)

A técnica da condutância incremental utiliza a curva potência vs tensão do

painel ou do arranjo de painéis fotovoltaicos, para encontrar o ponto de máxima

potência dos mesmos. Esta técnica baseia-se nos valores da condutância

instantânea e incremental do painel que são obtidos através das medições da

corrente e tensão do painel. O ponto de máxima potência extraída pelos

painéis é atingido quando a derivada da potência de saída do painel, em

relação à tensão, for zero como demonstra a equação 3.3 e a Figura 3.10 [29].

MNM = + ∗ MM (3.2)

Igualando a derivada da potência, em relação à tensão, a zero:

MNM = 0⇔ + ∗ MM = 0 ⇔ MM = − (3.3)

Se o ponto de operação está à direita da curva de potência, fica:

MNM < 0 ⇔ MM < (3.4)



Se o ponto de operação está à esquerda da curva de potência, fica:

MNM > 0 ⇔ MM > (3.5)

Este método vai procurar o ponto de tensão, onde a condutância

instantânea é igual à condutância incremental, ou seja:

MNM = 0 ⇔ MM = − (3.6)

As três situações anteriormente descritas podem ser vistas na Figura 3.10.

Figura 3.10 – Método da Condutância Incremental

Na Figura 3.11 pode observar-se o fluxograma da técnica Condutância

Incremental. Em primeiro lugar são lidos os valores actuais da tensão V(k) e

corrente I(k) do painel fotovoltaico. De seguida são calculados valores da

diferença de tensão (dV) e corrente (dI) relativamente a às medições

anteriores. A principal operação deste algoritmo é a comparação dos valores

de RSRT e − ST . Segundo a equação 3.6, no ponto de máxima potência

RSRT = − ST e por isso não é realizada qualquer acção e os valores de V(k-1)

MM <

MM = −

MM <



e I(k-1) são actualizados e o algoritmo retorna ao início. Quando RSRT ≠ − ST

a tensão de referência, Vref, é ajustada no sentido de modificar a tensão

do painel fotovoltaico até à tensão de máxima potência, de acordo com o

sinal de RVRT.

Se o sistema já estiver a operar no MPP (dV=0), as alterações

climatéricas são detectadas através de dI≠0 e a tensão de referência Vref

será ajustada dependendo do sinal de dI.

Ler V(K)

Ler I(K)

dV = V(k) - V(k-1)

dI = I(K) - I(K-1)

dV = 0

dI/dV = - I/V

Não

Não

dI/dV > - I/V

Não

Vref = Vref - ΔVVref = Vref + ΔV

Sim

Vref = Vref - ΔV Vref = Vref + ΔV

dI = 0

dI > 0

Sim

Sim

Não

Não

Sim Sim

V(K-1) = V(K)

I(K-1) = I(K)

Retoma

Figura 3.11 – Fluxograma do método Condutância Incr emental

Comparando com o método da perturbação e observação pode afirmar-se

que o método da condutância incremental apresenta vantagens, desde logo a



capacidade de atingir exactamente o ponto de máxima potência, em vez de

oscilar em torno deste. Para além disso, consegue atingir o MPP, em

condições climatéricas instáveis, com uma precisão e rapidez muito superiores

ao método da perturbação e observação. No entanto, tem a desvantagem de

ser uma técnica com um grau de complexidade elevado, quando comparado

com as outras técnicas.

3.4.4. Método da Corrente Constante

O método da corrente constante, também conhecido como método da

corrente de curto-circuito, tem um princípio de funcionamento idêntico ao

método da tensão constante.

A corrente de curto-circuito (Isc), dependente da variação das condições

atmosféricas, altera o valor da corrente de máxima potência (Imp), uma vez que,

segundo este método, Imp e Isc estão linearmente relacionados, como mostra a

equação 3.7 [28].

! = LW ∗ # (3.7)

A constante de proporcionalidade, k2, é determinada por meios empíricos

de acordo com o painel fotovoltaico, sendo o seu valor muito próximo de um

mas sempre menor que este.

Desta forma, medindo o valor da corrente de máxima potência e uma vez

determinado o valor de k2 pode calcular-se o valor de Imp para colocar o painel

a funcionar no ponto de máxima potência.

A medição de Isc durante o período de funcionamento do módulo

fotovoltaico é uma operação difícil. A solução é utilizar um interruptor no

conversor de potência, para que a corrente de curto-circuito possa ser medida

periodicamente. Isto aumenta o número de componentes do sistema e

consequentemente o custo. Através deste método, para além de haver uma

redução da potência de saída, o valor da corrente para o ponto de máxima

potência nunca é atingido, tal como mostra a equação 3.7.

Na Figura 3.12 está representado o fluxograma deste método de procura

do ponto de máxima potência.



Figura 3.12 – Fluxograma do método Corrente Constan te

3.5. Conclusões

Segundo [29] a inclusão de um sistema de procura do ponto de máxima

potência num sistema fotovoltaico aumenta a produção de energia eléctrica em

cerca de 20% a 40%, quando comparado com um sistema sem MPPT.

Neste capítulo foram apresentados os principais métodos utilizados em

circuitos MPPT para sistemas fotovoltaicos, tensão constante, perturbação e

observação, condutância incremental e corrente constante, para a busca do

ponto de máxima potência. Foi feita a descrição de todas as técnicas e

explicado o seu princípio de funcionamento, numa tentativa de realizar um

estudo comparativo entre todos os métodos, com o objectivo de seleccionar, de

uma forma sustentada, um método para implementar no presente trabalho.

Cada um dos métodos de busca apresenta as suas próprias vantagens e

desvantagens.

Os métodos da tensão constante e da corrente constante são simples e de

fácil implementação. No entanto, o processo de cálculo para encontrar um valor

ideal para k é muito complexo. Por outro lado, também apresentam uma baixa

eficiência e não conseguem encontrar o ponto de máxima potência quando os

módulos fotovoltaicos estão parcialmente sombreados ou contêm células

danificadas. Além disto a necessidade de utilizar interruptores para desligar os

circuitos e efectuar as medições, levam a um desperdício momentâneo da



energia produzida e também a um aumento do número de componentes e

custos. A vantagem destes métodos é o facto de a resposta ser mais rápida

quanto maior for a linearidade proporcional de Isc e Voc em relação a Imp e Vmp

respectivamente, conseguindo assim, responder rapidamente a mudanças de

condições.

O método da perturbação e observação é fácil de implementar,

apresentando custos relativamente baixos e segundo [29] apresenta uma

eficiência de cerca de 95%. Contudo, este algoritmo pode tornar-se complexo

quando as condições atmosféricas variam muito rapidamente, podendo o

sistema assumir um comportamento incorrecto ou arbitrário, em caso de

deficiências no projecto do algoritmo. A maior desvantagem desta técnica de

rastreio do MPP é o facto de o ponto de máxima potência nunca ser atingido, o

sistema apenas oscilará em torno deste.

Por sua vez, o método da condutância incremental, oferece também uma

elevada eficiência, quando comparado com o método da perturbação e

observação, todavia trata-se de uma técnica bem mais complexa que obriga a

uma dificuldade acrescida na fase da implementação. Porém estas

complexidades traduzem-se num algoritmo mais preciso, altamente eficiente e

capaz de operar exactamente no ponto de máxima potência. Este método

funciona de forma muito sólida quando ocorrem mudanças rápidas nas

condições climatéricas, já que ajusta rapidamente a tensão do módulo

fotovoltaico para encontrar, praticamente sem oscilações, o novo MPP [29].

Como desvantagem, para além do seu elevado grau de complexidade, esta é

uma técnica mais cara, exigindo um microcontrolador com mais recursos, e

requer sensores de tensão e corrente.

A Tabela 3.2 apresenta um resumo da comparação dos quatros métodos

analisados, segundo [29].

Tendo em consideração todas as vantagens e desvantagens acima

referidas, para este trabalho optou-se por implementar o algoritmo da

perturbação e observação, pelo facto de ser uma técnica que satisfaz de uma

forma aceitável as exigências do projecto. A escolha foi efectuada com base na

análise teórica de cada um dos algoritmos, sem qualquer base de suporte em

resultados provenientes de simulações. O único método simulado e

implementado foi a perturbação e observação.



Tabela 3.2 – Comparação entre os métodos MPPT

Perturbação e

Observação

Indutância

Incremental

Tensão

Constante

Corrente

Constante

Eficiência

Média (95%),

depende de como o

método é

optimizado

Alta (98%),

depende de

como o método

é optimizado

Baixa (90%) Baixa (90%)

Complexidade/

Implementação

Fácil de

implementar. Mas

pode tornar-se

complexo se

condições variarem

bruscamente

Mais complexo.

Necessita de

microcontrolador

com mais

recursos.

Muito simples,

mas muito difícil

encontrar o valor

ideal de k1.

Muito simples,

mas muito difícil

encontrar o valor

ideal de k2.

Custo Baixo Elevado Baixo Baixo

Reacção às

mudanças

atmosféricas

Resposta lenta.

Pode ter

comportamentos

não correctos em

torno do MPP.

Boa, ajusta-se

automaticament

e sem

oscilações.

Resposta tão

rápida quanto a

proporcionalidade

entre Vmp e Voc.

Resposta tão

rápida quanto a

proporcionalidade

entre Imp e Isc.

Outras

limitações

Não encontra

exactamente o

MPP, oscila em

torno deste.

Necessita de

sensores de

tensão e

corrente.

Não encontra o

MPP quando as

células estão

danificadas ou

quando os

módulos estão

sombreados.

Não encontra o

MPP quando as

células estão

danificadas ou

quando os

módulos estão

sombreados.



4. Circuitos Electrónicos de Interface

4.1. Introdução

Neste capítulo é feita uma análise teórica aos circuitos electrónicos de

potência utilizados, nomeadamente ao conversor de tensão CC/CC e ao

inversor de tensão CC/CA. Foram analisados os seus modos de funcionamento

e os respectivos sistemas de controlo, de maneira a compreender o seu

funcionamento.

4.2. Conversor de Tensão CC/CC

Os conversores estáticos CC/CC são circuitos electrónicos que recebem

um nível de tensão ou corrente contínua nos seus terminais de entrada e, de

acordo com as exigências do sistema, ajustam para outro valor de tensão ou

corrente contínua nos terminais de saída, obtendo-se assim uma tensão ou

corrente regulada à saída. Estes são amplamente utilizados em fontes de

tensão CC, sistemas fotovoltaicos, sistemas micro-eólicos, aplicações com

motores CC, entre outras.

Nos sistemas fotovoltaicos a função do conversor CC/CC é adaptar o nível

de tensão que é fornecido à carga, e ao mesmo tempo optimizar a potência

gerada pelos painéis fotovoltaicos, pretendendo-se com isto que o painel solar

funcione sempre no ponto de máxima potência, para diferentes condições

climatéricas, através do algoritmo de controlo MPPT.

O conversor CC/CC é, portanto, um circuito de electrónica de potência

constituído por vários componentes, tais como: semicondutores, bobinas e

condensadores. Existem vários tipos de conversores CC/CC que diferem na

disposição desses componentes, e consequentemente na sua função.

Segundo [32] os principais tipos de conversores CC/CC são: conversor

abaixador de tensão (step-down ou buck), conversor elevador de tensão

(step-up ou boost), conversor abaixador-elevador (step-down/step-up ou

buck-boost), e conversor em ponte completa (full-bridge). Destes quatro tipos



de conversores, apenas os conversores step-up e step-down são topologias

básicas de conversores. O conversor buck-boost é uma combinação das

tipologias básicas. O conversor full-bridge é uma derivação do conversor step-

down.

Na Figura 4.1 estão representadas as topologias dos conversores CC/CC

referidos anteriormente.

Figura 4.1 – Conversores CC/CC: a) Step-up b) Step-do wn c) Buck-Boost d) Full-Bridge

Na secção 4.3 é analisado o funcionamento do conversor de tensão

step-up, uma vez que, foi o conversor utilizado para elevar a tensão fornecida

pelo painel solar fotovoltaico e, em conjunto com o algoritmo MPPT, rastrear o

ponto de máxima potência do mesmo.



4.3. Conversor Elevador de Tensão ( Step -Up)

CC/CC

O conversor de tensão step-up, também conhecido como conversor Boost,

é um circuito elevador de tensão de corrente contínua, ou seja, a tensão de

saída é igual ou superior à tensão de entrada, sendo o valor da tensão de

saída predefinido pelo controlador PWM (Pulse Width Modulation).

A Figura 4.2 representa o circuito eléctrico deste conversor.

Figura 4.2 – Conversor CC/CC step-up

Pode ver-se que o circuito é constituído por semicondutor de potência (Int),

uma bobina (L) e um condensador (C) com a função de armazenar energia, e

uma carga representada pela resistência (R). Durante o funcionamento do

conversor, o semicondutor é repetidamente ligado e desligado a uma

determinada frequência que é gerida pelo controlo PWM. O controlo PWM

mantém o semicondutor ligado durante o período ton e desligado durante toff.

Quando Int é ligado, a tensão Vd é aplicada à bobina e o díodo fica

inversamente polarizado (Vo > Vd), não possibilitando a passagem de energia

para o condensador e para a carga. Desta forma, a indutância vai acumulando

energia e a carga é alimentada pela energia armazenada no condensador até

que Int seja desligado. Quando Int é desligado, o díodo fica polarizado

passando a conduzir e a energia acumulada na bobina é agora fornecida à

carga e ao condensador de forma a que este seja carregado. O filtro composto

pela bobina e pelo condensador, é responsável por filtrar a sequência de

impulsos e assim produzir a tensão de saída. Se a corrente que circula na

bobina nunca for zero, indica que o conversor opera em modo de tensão



contínua, caso contrário diz-se que opera em modo de condução descontínua

[16].

4.3.1. Modo de Condução Contínua

No modo de condução contínua a corrente circula continuamente na

bobina, ou seja, a corrente na bobina nunca é zero (iL(t) > 0). O conversor

funciona em dois estados diferentes em cada período (Ts), o estado em que Int

está ligado, ton, e o estado em que Int está desligado, toff [32]. Na Figura 4.3 são

apresentadas as formas de onda da tensão e da corrente na bobina no modo

de condução contínua.

O valor do duty-cycle, num dado período permite verificar se o

semicondutor Int está mais tempo ligado ou desligado.

Figura 4.3 – Formas de onda da tensão e corrente na indutância no modo de condução contínuo [32]

a) Estado t on

Este estado ocorre quando o semicondutor Int está ligado durante um

determinado tempo (ton). A Figura 4.4 representa o circuito do conversor

step-up durante este tempo.



O valor do duty-cycle para o período em que o semicondutor de potência

está em condução é dado pela equação 4.1.

X = Y8 (4.1)

Onde = Y8 + Y11

Figura 4.4 – Circuito Step-up durante o estado t on [32]

b) Estado t off

Este estado ocorre quando o semicondutor Int está desligado durante um

determinado tempo (toff). A Figura 4.5 representa o circuito do conversor

step-up durante este tempo.

O valor do duty-cycle para o período em que o semicondutor de potência

está desligado é dado pela equação 4.2.

X = 1 − Y11 (4.2)

VdC

ioiL

iC

VO

+

-

VL+ -

L

iD

R

Figura 4.5 – Circuito step-up durante o estado t off [32]



O aumento da corrente iL durante ton e a diminuição da corrente iL durante

toff são iguais. Assim, e observando os gráficos da Figura 4.3, pode-se obter a

relação entre a tensão de entrada (Vd) e a tensão de saída (Vo) do modo de

condução contínua [32]:

R ∗ Y8 + (R − ) ∗ Y11 = 0 (4.3)

Substituindo (4.1) e (4.2) em (4.3), obtém-se:

R ∗ X ∗ + (R − ) ∗ (1 − X) ∗ = 0 (4.4)

Resolvendo em ordem a T%TZ:

R = 11 − X (4.5)

Desprezando as perdas, Pd = Po

NR = R ∗ R = ∗ = N (4.6)

Desta forma a relação entre a corrente de entrada (Id) e a corrente de saída

(Io) é dada por:

R = 1 − X (4.7)

Sendo que:

= (4.8)

A corrente na indutância pode ser calculada através da equação (4.9), que

resulta da combinação de (4.5), (4.7) e (4.8).

[ = R = − X = ∗ (1 − X) = ∗ (1 − X)W (4.9)



4.3.2. Limite da Condução Contínua

No limite da condução contínua, o valor da corrente na bobina (iL) vai a

zero no final do intervalo de tempo em que Int esteve ligado [32]. A Figura 4.6

mostra os gráficos da tensão e corrente na bobina para este estado.

ton toff

iLVL

Ts

0

iL = iLBiL,peak

t

Figura 4.6 – Formas de onda da tensão e corrente na bobina do step-up no limite da condução contínua [32]

O valor médio da corrente na bobina no limite da condução contínua é [32]:

[\ = 12 ∗ [,0_` = 12 ∗ Ra ∗ Y8

= 12 ∗ Ra ∗ X ∗

(4.10)

Substituindo (4.5) em (4.10):

[\ = 2a ∗ X ∗ (1 − X) ∗ (4.11)

Como a corrente na bobina e na entrada do conversor step-up assumem os

mesmos valores, e utilizando as equações (4.8) e (4.11), verifica-se que a

corrente média de saída no limite da condução contínua é [32]:

\ = 2a ∗ X ∗ (1 − X)W ∗ (4.12)



A grande maioria das aplicações que utilizam o conversor step-up

requerem que a sua tensão de saída (Vo) seja mantida constante. Portanto,

para manter Vo inalterável independentemente da tensão de entrada, é

necessário variar o duty-cycle [32]. A Figura 4.7 mostra as curvas de ILB e IoB

com Vo constante, para diferentes valores de duty-cycle (D).

D0 0.5

(1/3)

ILB

IoB

1.00.750.25

ILB,max = TsVo

8L

IoB,max = 0.074TsVo

L

Vo = constante

Figura 4.7 – Formas de onda de I LB e IoB com V o constante [32]

Analisando a Figura 4.7 verifica-se que o valor máximo de ILB acontece

quando D = 0.5:

[\,>_b = ∗ 8a (4.13)

Por sua vez, IoB assume o seu valor máximo para D = GC:

\,>_b = 227 ∗ ∗ a = 0.074 ∗ ∗ a (4.14)

Em termos de valores máximos, ILB e IoB podem ser expressos,

respectivamente pelas equações (4.15) e (4.16) [32]:

[\ = 4X(1 − X)[\,>_b (4.15)

\ =274 X(1 − X)W\,>_b (4.16)



Os valores máximo e mínimo da corrente na indutância podem ser

calculados através das equações 4.17 e 4.18, respectivamente [33]:

[,>_b = [ + gh[2 = R ∗ (1 − X)W + R ∗ X ∗ 2a (4.17)

[,>i8 = [ − gh[2 = R ∗ (1 − X)W − R ∗ X ∗ 2a (4.18)

No limite entre o modo de condução contínua e o modo de condução

descontínua é possível calcular o valor mínimo da indutância:

[,>i8 = 0 ⇔

R ∗ (1 − X)W − R ∗ X ∗ 2a = 0 ⇔

R ∗ (1 − X)W = R ∗ X ∗ 2a ⇔

a ∗ B ≥ X ∗ (1 − X)W ∗ 2

(4.19)

A Figura 4.7 mostra que para um determinado valor do duty-cycle e com a

tensão de saída constante, se a corrente na carga assumir valores inferiores a

IoB e, consequentemente, a corrente média no indutor assumir valores abaixo

de ILB, o conversor entra no modo de condução descontínua [32].

4.3.3. Modo de Condução Descontínua

O modo de condução descontínua caracteriza-se pela corrente na bobina

ser zero, durante um instante de tempo. A Figura 4.8 mostra o comportamento

da corrente e tensão na bobine. Verifica-se que, durante um período de tempo

(Ts), a corrente na bobina passa por três estados diferentes: durante ton (DTs), a

corrente começa inicialmente em zero, aumento o seu valor até atingir o valor

máximo; durante ∆1Ts, a corrente diminui até zero, devido ao facto de o

semicondutor estar desligado; por fim, durante a fase ∆2Ts, a corrente de saída



(Io) desce e ultrapassa o seu valor crítico e dessa forma a corrente na

indutância anula-se até que se inicie um novo ciclo Ts.

Figura 4.8 – Forma de onda da tensão e corrente na indutância em modo de condução descontínuo [32]

Tal como no modo de condução contínua, também no modo de condução

descontínua é possível obter a relação entre a tensão de entrada (Vd) e tensão

de saída (Vo).

Y8 = X ∗ (4.20)

Y11 = gG ∗ (4.21)

Observando a Figura 4.8 tem-se que:

R ∗ Y8 + (R − ) ∗ Y11 (4.22)

Substituindo (4.20) e (4.21) em (4.22):

R ∗ X ∗ + (R − ) ∗ gG ∗ (4.23)

Resolvendo em ordem a T%TZ:

R = gG + XgG (4.24)

Desprezando as perdas, Pd = Po:

NR = R ∗ R = ∗ = N (4.25)



Desta forma, pode obter-se a relação entre a corrente de saída e a corrente

de entrada:

R = gGgG + X (4.26)

O valor médio da corrente na bobina é igual ao valor médio da corrente de

entrada:

R = R2a ∗ X ∗ ∗ (X + gG) (4.27)

Escrevendo (4.26) em ordem a Io e substituindo Id por (4.27):

= R2a ∗ X ∗ ∗ gG (4.28)

Na prática, uma vez que Vo é mantido constante e D varia em resposta à

variação de Vd, é mais útil obter-se o valor de D em função da corrente de

carga para vários valores de T%TZ [32]. Assim usando as equações (4.14), (4.21) e

(4.25), obtém-se a equação 4.29.

X = k 427 ∗ R ∗ 5R − 17 ∗ \,>_b (4.29)

A Figura 4.9 ilustra a variação do duty-cycle (D) de forma a manter a

tensão de saída (Vo) constante, quando a corrente da bobina está no modo de

condução descontínua.

No modo de condução descontínua, se Vo não for controlado durante cada

período de comutação, é transferida para a saída uma determinada quantidade

de energia quantificada pela equação (4.30) [32]:

a2 h[,>_bW = (R ∗ X ∗ )2a (4.30)

Se a carga não consumir toda a energia transferida, a tensão no

condensador pode assumir valores demasiado elevados até que a potência



estabilize. Este aumento de tensão pode mesmo causar a destruição do

condensador [32].

Figura 4.9 – Curva característica do conversor step-up com V o constante [32]

4.3.4. Efeito dos Elementos Parasitas

Num conversor step-up, os elementos parasitas estão associados às

perdas que ocorrem na bobina, condensador no semicondutor de potência e no

díodo. Na Figura 4.10 é mostrado o efeito desses mesmos elementos parasitas

na relação entre Vo/Vd e o duty-cycle (D). Para o modo de condução contínua a

relação entre Vo e Vd aproxima-se de um duty-cycle unitário, mas na prática tal

não acontece. Os elementos parasitas provocam perdas em todos os

componentes do conversor de tensão, impedindo que a relação Vo e Vd

continue a subir quando o D se aproxima de um [32].



Figura 4.10 – Efeito dos elementos parasitas na conv ersão da tensão [32]

4.3.5. Ripple da Tensão de Saída

O valor da variação da tensão de saída pode ser calculado considerando

as formas de onda representadas na Figura 4.11 para uma operação em modo

contínuo. Na figura a área sombreada representa a carga ∆Q.

Figura 4.11 – Ripple da tensão de saída do step-up [32]

Assim sendo, a variação da tensão do ripple de saída é dada pela equação

(4.31) [32] [33]:



g = glm = ∗ X ∗ m = ∗ X ∗ ∗ m (4.31)

g = X ∗ m (4.32)

O valor do condensador (C) pode ser definido a partir da variação da

tensão admitida. Enquanto que a corrente na indutância for maior que a

corrente na carga, o condensador carrega e quando for menor, o condensador

descarrega, causando assim uma variação na tensão de saída (∆Vo).

m ≥ X ∗ ∗ Fg I (4.33)

4.3.6. Controlo do step -up com PWM

Os conversores de tensão CC-CC têm como função controlar a tensão de

saída de forma a que esta atinja o valor pretendido. Num conversor CC-CC,

onde a tensão de entrada não é constante, a tensão de saída é ajustada para o

valor pretendido através do controlo da duração em que o semicondutor de

potência está ligado e desligado (ton e toff).

Um dos métodos de controlo da tensão de saída (Vo) ajusta o tempo de

duração que o semicondutor está ligado, utilizando uma frequência de

comutação do semicondutor constante, e consequentemente, um período de

comutação também constante (Ts = ton + toff). Este método designa-se por PWM

(Pulse-Width Modulation), também conhecido por Modulação por Largura de

Impulso.

Durante o funcionamento deste método de modulação, o semicondutor é

sucessivamente ligado e desligado, correspondendo ao valor do duty-cycle, ou

seja, ao controlo dos tempos on e off. Na Figura 4.12 é mostrado um diagrama

de blocos de um controlador PWM [32].



Analisando a Figura 4.2, verifica-se que o bloco amplificador tem como

função amplificar o sinal de erro, através da diferença entre o valor da tensão

de referência (Vref) e o valor da tensão de saída do conversor (Vo). A variável

Vref representa o valor de tensão que se pretende ter à saída do conversor,

enquanto que Vo simboliza a tensão que realmente está à saída do mesmo. O

resultado desta subtracção é um sinal de erro denominado Vcontrol. Este sinal é

utilizado no bloco seguinte (comparador), para ser comparado com uma onda

do tipo dente de serra (Sawtooth Wave). A onda resultante dessa operação

apresenta uma frequência fixa com um período igual a Ts. Na Figura 4.13 está

representada o processo de comparação de vcontrol com vst.

ton

toff

t0

Ts

On On

Off Off

vst

Vcontrol > vst

Vcontrol < vst

vst = Sawtooth voltage

Vcontrol

Figura 4.13 – Comparação dos sinais V control e vst [32]

vcontrol

Comparador Sinal

PWM

Amplificador

+

-

Vref

Vo vst

Figura 4.12 - Diagrama de blocos do controlador PWM [32]



Quando o sinal de vvontrol é maior que o valor de vst, o semicondutor está

ligado (estado ton) e como tal o sinal PWM é alto. Pelo contrário, quando o sinal

de vcontrol é menor que o valor de vst, o semicondutor está desligado (toff) e por

isso o sinal PWM é baixo. O valor do duty-cycle pode ser determinado pela

equação (4.34) [32].

X = Y8 = n=8/on (4.34)

Desta forma, verifica-se que o semicondutor deve estar mais tempo em

condução quando o valor da tensão de saída (Vo) está mais distante do valor

da tensão de referência (Vref). Por outro lado, o semicondutor deve estar mais

tempo desligado na situação em que o valor da tensão de saída está mais

próximo do valor de Vref. Na Figura 4.14 está representado o esquema do

circuito step-up com controlo PWM.

Figura 4.14 – Circuito eléctrico do conversor step-up com controlo PWM

4.3.7. Dimensionamento do Step-Up

Tendo por base os fundamentos teóricos apresentados na secção 4.3,

procedeu-se ao dimensionamento de todos os componentes constituintes do

conversor de tensão.



Para os cálculos efectuados assumiu-se que:

Vd = 200V

Tensão máxima gerada pelo conjunto dos painéis fotovoltaicos

Vo = 230V

Tensão desejada à saída do conversor step-up

f = 25kHz

Frequência de comutação

Ts = 40µs Período de comutação

R = 100Ω

Carga do conversor step-up

g = 1% Ripple da tensão de saída

O valor do duty-cyle é calculado através da relação entre a tensão de saída

e a tensão de entrada expressa na equação 4.35.

R = 11 − X

230200 = 11 − X ⇔ X = 13%

(4.35)

O valor mínimo da indutância da bobina é dado pela equação 4.36:

a ≥ X ∗ (1 − X)W ∗ 2 ∗ B

a ≥ 0.13 ∗ (1 − 0.13)W ∗ 1002 ∗ 25L ⇔ a ≥ 197μu

(4.36)

Assumindo 1% como o valor máximo de ripple para a tensão de saída, o

condensador é calculado através da equação 4.37:

g = X ∗ m ˂1%

0.13 ∗ 40μ100 ∗ m ˂0.01 ⇔ m˃5,2μx

(4.37)

Na Tabela 4.1 tem-se um resumo dos valores calculados para a

implementação do conversor de tensão.



Tabela 4.1 - Componentes do step-up

Componente Valor

Bobin a (L) 197µH

Condensador (C) 5.2µF

Resistência (R) 200Ω

4.4. Inversor

Nos sistemas fotovoltaicos a tensão produzida pelos painéis é contínua,

enquanto que a tensão da rede é alternada. Assim, é necessário efectuar a

inversão da tensão (CC/CA) para que esta possa ser injectada na rede

eléctrica.

Os inversores são circuitos eléctricos que efectuam a conversão CC/CA.

Este tipo de circuitos é muito utilizado em aplicações industriais, por exemplo,

em sistemas de accionamento de motores de corrente alternada, em filtros

activos de potência e em fontes de tensão reguladas. Num sistema fotovoltaico,

este circuito é o último elemento do sistema, fazendo a interface entre o painel

fotovoltaico e a rede. Os conversores CC/CA, conhecidos como inversores,

possibilitam a geração de tensões alternadas com amplitude e frequência

variáveis a partir de uma fonte de tensão CC.

Existem várias topologias de inversores CC/CA. Estes podem ser

monofásicos ou trifásicos, e consoante o tipo de alimentação podem ser VSI

(Voltage Source Inverter) ou CSI (Current Source Inverter) [34]. Para a

realização deste trabalho utilizou-se um inversor monofásico do tipo VSI, uma

vez que o objectivo é produzir uma tensão com valores de amplitude e

frequência controlados, para ser injectada na rede.

Por sua vez, os inversores VSI estão divididos em três categorias distintas,

inversores PWM, inversores de onda quadrada e inversores monofásicos com

cancelamento de tensão [32]:

a) Inversor PWM: neste tipo de inversor, a tensão de entrada é constante

em magnitude. O inversor controla a magnitude e a frequência da



tensão de saída, através da modulação por largura de impulso, para

obter uma tensão de saída o mais próxima possível de uma onda

sinusoidal [32].

b) Inversor de onda quadrada: neste tipo de inversor, a tensão de

entrada CC é controlada, com o objectivo de controlar a magnitude da

tensão de saída CA. Portanto, o inversor tem apenas de controlar a

frequência da tensão de saída. A tensão de saída tem a uma forma de

onda semelhante a uma onda quadrada [32].

c) Inversor monofásico com cancelamento de tensão: com este tipo de

inversor é possível controlar a magnitude e a frequência da tensão de

saída, apesar de a tensão de entrada CC ser constante e os

interruptores do inversor não serem comandados por PWM. A forma de

onda da tensão de saída é uma onda quadrada. Portanto, este inversor

combina as características dos dois inversores anteriormente descritos.

A técnica de anulação de tensão apenas funciona em inversores

monofásicos [32].

4.4.1. Inversor Half-Bridge

Na Figura 4.15 está representado um inversor Half-Bridge ou em meia

ponte, onde se pode constatar que os dois interruptores existentes, através dos

condensadores, dividem a tensão de entrada CC em duas partes. Os

condensadores, ligados em serie, têm valores iguais, apresentando por isso,

cada um deles, uma tensão de Vd/2 V. Quando o interruptor T+ é ligado, T+ e

D+ entram em condução, dependendo do sentido da corrente de saída e io

divide-se igualmente pelos dois condensadores. Similarmente, quando T- é

ligado, T- e D- entram em condução, consoante o sentido da corrente da

corrente de saída, io, e esta divide-se igualmente pelos dois condensadores

[32]. Este comportamento pode ser observado na Figura 4.16.

O inversor de meia ponte é recomendado para aplicações em baixa

potência, pois o nível de tensão na carga é duas vezes menor que a topologia

inversora em ponte completa (analisada no tópico seguinte) com a mesma

tensão no barramento CC.



Figura 4.15 - Inversor Half-bridge

Figura 4.16 - Estados de operação do inversor de te nsão half-bridge: a) T+ ligado; b) T- ligado

4.4.2. Inversor Full-Bridge

O inversor Full-Bridge ou em ponte completa, representado na Figura 4.17

é formado por dois inversores, permitindo assim, com a mesma tensão de

entrada CC, obter na saída o dobro do valor máximo da tensão obtida num

inversor de meia ponte. Isto implica que, para a mesma potência, o valor das

correntes de saída e dos semicondutores de potência são reduzidas para

metade, comparativamente ao inversor de meia ponte. Esta diminuição da

corrente e aumento da tensão é particularmente útil em sistemas de elevada

potência, uma vez que exige menos dispositivos em paralelo. Por isso, e

segundo [32], esta configuração é preferida relativamente a outras para

aplicações de maior potência.

A operação de funcionamento do circuito pode ser dividida em duas

situações distintas como se monstra na Figura 4.18. Um primeiro momento, em

a) b)



que os interruptores TA+ e TB- estão fechados simultaneamente e a tensão na

carga é Vd. Um segundo momento, onde os interruptores TA- e TB+ estão

juntamente fechados, invertendo assim a tensão na carga (-Vd). Desta forma,

os interruptores funcionam de forma complementar.

+

-

C+

C-

TA+

TA-

DA+

DA-

io+

-

vo

Vd

2

Vd

2

+

-

-

+

TB+

TB-

DB+

DB-

id

Vd

A

B

Figura 4.17 - Inversor Full-bridge

Figura 4.18 - Estados de operação do inversor de te nsão full-bridge : a) TA+ e TB- ligados; b) TA- e TB+ ligados

4.4.3. Controlo do Inversor com PWM

O controlo da comutação dos semicondutores de potência do inversor

monofásico é efectuado através do método da modulação de largura de

impulso – PWM. O objectivo é produzir na saída do inversor uma onda

sinusoidal com valores de amplitude e frequência previamente estabelecidos

(230 V e 50 Hz).

A fim de gerar na saída do inversor uma forma de onda sinusoidal com

uma frequência e amplitude desejadas é necessário controlar a comutação dos

semicondutores de potência. Assim, os sinais de controlo dos semicondutores

a) b)


82

são obtidos através da comparação de um sinal de controlo sinusoidal (V

com uma onda triangular (V

relação da frequência de comutação e apresenta uma frequência f

designada de frequência da onda moduladora), que é a frequência fundamental

desejada da tensão de saída do inversor. Por su

(também chamada de onda portadora) apresenta uma frequência f

estabelece a frequência com o que os interruptores do inversor são comutados

e geralmente é mantida constante ao longo da sua amplitude.

A tensão à saída do invers

amplitude igual à tensão de entrada de alimentação do mesmo e de duração

variável. Após uma filtragem desta onda obtém

entanto, esta não será perfeita, uma vez que contém componentes

à frequência fh, em que h representa a ordem do harmónico. A amplitude de

modulação ma é definida como:

_ = Ṽ=8/oṼ/i Em que Ṽcontrol é o valor de pico do sinal de controlo. A amplitude de

sinal triangular geralmente é mantida constante.

A partir da intersecção da onda triangular, com a onda de controlo

sinusoidal vão surgir impulsos com uma duração variável, que terão uma

sinusóide como componente fundamental, como se observa na

Figura 4. 19


Universidade do

são obtidos através da comparação de um sinal de controlo sinusoidal (V

iangular (Vtri). O sinal de controlo é usado para modular a

relação da frequência de comutação e apresenta uma frequência f


desejada da tensão de saída do inversor. Por sua vez, a onda triangular

(também chamada de onda portadora) apresenta uma frequência f


e geralmente é mantida constante ao longo da sua amplitude.

A tensão à saída do inversor é representada por uma onda rectangular de


variável. Após uma filtragem desta onda obtém-se uma onda sinusoidal, no

entanto, esta não será perfeita, uma vez que contém componentes

, em que h representa a ordem do harmónico. A amplitude de

é definida como:

é o valor de pico do sinal de controlo. A amplitude de

sinal triangular geralmente é mantida constante.


ão surgir impulsos com uma duração variável, que terão uma

sinusóide como componente fundamental, como se observa na Figura

19 – Modelação de largura por impulso [32]


são obtidos através da comparação de um sinal de controlo sinusoidal (Vcontrol)

). O sinal de controlo é usado para modular a

relação da frequência de comutação e apresenta uma frequência f1 (também


a vez, a onda triangular

(também chamada de onda portadora) apresenta uma frequência fs que


or é representada por uma onda rectangular de


se uma onda sinusoidal, no

entanto, esta não será perfeita, uma vez que contém componentes harmónicas

, em que h representa a ordem do harmónico. A amplitude de

(4.38)

é o valor de pico do sinal de controlo. A amplitude de Ṽtri do


ão surgir impulsos com uma duração variável, que terão uma

Figura 4.19.



4.4.3.1.

No controlo por PWM com uma tensão unipolar de comutação, os

semicondutores de potência dos dois braços do inversor de ponte completa

não comutam simultaneamente, tal como acontece no PWM bipolar que será

analisado na secção seguinte.

Neste tipo de controlo os braços A e B são controlados separadamente,

através da comparação de v

verifica na Figura 4.20

Figura 4.20 – Comparação de

Tal como se observa na

triangular resulta nos seguintes sinais lógicos de controlo do braço A:

n=8/o > n/i:| n=8/o < n/i:H Para controlar a comutação dos semicondutores do braço B, a onda

é comparada com a mesma onda triangular, produzindo os seguintes sinais

lógicos de controlo representados na

(−n=8/o) > n/i: \|(−n=8/o) < n/i: \H


Controlo com PWM Unipolar



taneamente, tal como acontece no PWM bipolar que será

seguinte.


através da comparação de vtri com vcontrol e –vcontrol, respectivamente como se

20.

Comparação de Vtri com V control na modulação por PWM com tensão unipolar de comutação [32]

Tal como se observa na Figura 4.21 a comparação de v


n = R n = 0

Para controlar a comutação dos semicondutores do braço B, a onda


lógicos de controlo representados na Figura 4.21:

n\ R

n\ 0

83



taneamente, tal como acontece no PWM bipolar que será


, respectivamente como se

por PWM com tensão unipolar de

a comparação de vcontrol com a onda


(4.39)

Para controlar a comutação dos semicondutores do braço B, a onda –vcontrol


(4.40)


84

Figura 4.21 – Sinais de controlo dos braços A e B do inversor

Desta forma, verifica-se que devido à comutação dos semicondutores, a

tensão de saída varia entre 0 e V

Figura

As formas de onda das

inversor por PWM com uma tensão unipolar de comutação

existem quatro combinações possíveis de comutação dos semicondutores,

resultando nos seguintes níveis de tensão:

1. |, \H:n R, n\

2. H, \|:n 0, n\

3. |, \|:n R, n\

4. H, \H:n 0, n\

Do conjunto de equações

semicondutores da parte superior ou inferior são ligados em simultâneo a

tensão à saída do inversor é zero.


Universidade do

Sinais de controlo dos braços A e B do inversor [32]

se que devido à comutação dos semicondutores, a

tensão de saída varia entre 0 e Vd ou entre 0 e –Vd como comprova

Figura 4.22 – Tensão de saída do inversor [32]

As formas de onda das figuras anteriores, correspondentes ao controlo do

inversor por PWM com uma tensão unipolar de comutação, mostram que


resultando nos seguintes níveis de tensão:

0;n R

R; n R

R; n 0

0;n 0

Do conjunto de equações 4.41 facilmente se conclui que quando os dois


tensão à saída do inversor é zero.


se que devido à comutação dos semicondutores, a

Figura 4.22.

ntes ao controlo do

mostram que


(4.41)

facilmente se conclui que quando os dois




4.4.3.2.

No controlo do inversor de ponte completa com PWM bipolar os

semicondutores de potência operam em pares (T

desligando alternadamente. Assim, a tensão de saída no braço A do inversor

de ponte completa (ver

em meia ponte, em que a forma de onda resulta da comparação entre V

Vtri como está representado na

no braço B é o inverso da saída do braço A. Quando T

n G

WR e n\

G

W

n\Y nY

Logo:

nY nY n\Y

Figura 4.23 –

4.4.4. Tipos de Instalações Conectadas à Rede

Segundo [35], actualmente existem quatro to

instalações fotovoltaicas ligadas à rede eléctrica

respectivas características,


Controlo com PWM Bipolar


otência operam em pares (TA+, TB-) e (TA


de ponte completa (ver Figura 4.17), é idêntica à tensão de saída do inversor

meia ponte, em que a forma de onda resulta da comparação entre V

como está representado na Figura 4.23. Por seu lado, a saída do inversor

no braço B é o inverso da saída do braço A. Quando TA+ e T

R. Então:

Y 2nY

– Modulação PWM com tensão de co mutação bipolar

Tipos de Instalações Conectadas à Rede

, actualmente existem quatro topologias diferentes de

aicas ligadas à rede eléctrica, as quais, em função das

respectivas características, vantagens e desvantagens, oferecem boas

85


A-, TB+), ligando e


, é idêntica à tensão de saída do inversor

meia ponte, em que a forma de onda resulta da comparação entre Vcontrol e

. Por seu lado, a saída do inversor

e TB- estão ligados

(4.42)

(4.43)

mutação bipolar [32]

Tipos de Instalações Conectadas à Rede

pologias diferentes de

, em função das suas

vantagens e desvantagens, oferecem boas



soluções técnicas, tendo em conta as condições locais e a finalidade do

projecto.

As quatro topologias, de seguida explicadas são: inversor central, inversor

string, inversor multi-string e inversor com módulo integrado ou módulo CA.

4.4.4.1. Inversor Central

Neste tipo de instalação é utilizado apenas um inversor com vários painéis

solares associados em paralelo formando um gerador de alta potência (> 10

kW). Os inversores centrais oferecem uma elevada eficiência e gastos

específicos reduzidos. No entanto, a adopção de módulos com características

diferentes ou com defeitos, reduz o aproveitamento óptimo de cada painel,

diminuindo a eficiência energética do gerador. Outra desvantagem é o facto de

a instalação estar dependente de um único inversor, o que em caso de falhas

do mesmo, compromete toda a instalação [35]. Na Figura 4.24 apresenta-se

um esquema ilustrativo deste tipo de instalação.

Figura 4.24 – Inversor Central

4.4.4.2. Inversor String

A instalação conectada à rede com inversor string apresenta algumas

semelhanças, em termos de aplicações fotovoltaicas, ao inversor central, onde

os painéis se subdividem. No entanto, cada conjunto de painéis solares está

ligado apenas a um inversor, desta forma este funciona no seu ponto de

máxima potência. Assim, este tipo de instalação reduz os acoplamentos

defeituosos, diminui as perdas devido ao aparecimento de sombras e evita as

perdas nos díodos de bloqueio. Trata-se de uma configuração de custo



reduzido e com uma eficiência energética superior. Apresenta também melhor

fiabilidade já que a instalação não está dependente de um único inversor [35].

A Figura 4.25 ilustra o esquema de ligação do tipo de instalação com inversor

string.

Figura 4.25 – Inversor String

4.4.4.3. Inversor Multi-string

A topologia inversor multi-string, possibilita a ligação de vários conjuntos de

painéis fotovoltaicos, os quais operam no seu ponto de máxima potência

através de um conversor CC/CC, tal como se demonstra na Figura 4.26.

Figura 4.26 – Inversor Multi-String



Este tipo de instalações apresenta todas as vantagens das restantes

topologias e pode funcionar com óptimo rendimento energético. Esta

configuração é aplicada em sistemas de energias que operam na faixa de

potência de 3 até 10 kW [35].

4.4.4.4. Módulo com Inversor Integrado ou Módulo CA

O inversor com módulo integrado recebe na sua entrada um único módulo.

Esta configuração não produz nenhum tipo de perda por adaptação e é

empregada em baixas potências, de 50 até 400 W. Todavia, a eficiência deste

inversor é inferior à apresentada pelo inversor string. Esta topologia necessita

de cabos maiores para a ligação à rede eléctrica, uma vez que estes são

ligados directamente à rede [35]. Esta topologia é representada pela Figura

4.27.

Figura 4.27 – Inversor com Módulo Integrado ou Módu lo CA

4.5. Conclusões

Neste capítulo foram apresentados os estudos relativos aos conversores

CC-CC e CC-CA. O estudo desta temática serviu para compreender o modo de

funcionamento dos circuitos de maneira a escolher a topologia que melhor

satisfaz as necessidades do projecto.



Assim, neste capítulo é feita uma exposição do funcionamento do step-up,

bem como o seu controlo por PWM. Foi também feito dimensionamento dos

componentes do conversor step-up para o modo de condução contínua.

Para o conversor CC-CA optou-se pela configuração em ponte completa,

porque, com a mesma tensão no lado CC do inversor obtém-se na sua saída o

dobro da tensão relativamente à montagem de meia ponte. Foram também

analisadas as técnicas de controlo com PWM unipolar e bipolar.



5. Simulações Computacionais

5.1. Introdução

A evolução dos circuitos electrónicos, torna indispensável o uso de

ferramentas de simulação, de forma a permitirem a realização de estudos

comportamentais dos circuitos eléctricos que se pretende implementar. Desta

forma, com programas computacionais adequados, é possível manipular as

diferentes variáveis de um circuito electrónico em várias situações de

funcionamento. O recurso a simulações computacionais permite fazer uma

previsão do comportamento de um determinado circuito eléctrico, prevenindo

assim a prática de erros aquando da fase da implementação prática. Os

softwares de simulação permitem também o estudo do comportamento de um

determinado circuito em condições extremas de operação, ou seja, para além

dos limites impostos. Este leque de vantagens traduz-se num aumento da

segurança do investigador e dos equipamentos envolvidos, numa diminuição

dos custos e do tempo de investigação, contribuindo assim para uma maior

eficiência do projecto. A análise do sistema simulado facilita o processo de

compreensão do sistema real, uma vez que permite o ajuste de parâmetros e a

comparação de diferentes alternativas, contribuindo assim para o

aperfeiçoamento do desempenho do sistema. É fundamental que as

ferramentas de simulação se aproximem tanto quanto possível do

comportamento real dos diversos componentes electrónicos, de maneira a que

o modelo simulado apresente comportamentos fidedignos e próximos da

realidade.

Neste capítulo são apresentadas as simulações computacionais realizadas,

nomeadamente as simulações de um painel solar fotovoltaico, de um conversor

CC-CC step-up, de um circuito para extrair a máxima potência (MPPT) e de um

circuito inversor.

O software usado para as simulações computacionais do sistema solar

fotovoltaico foi o MATLAB/Simulink. A escolha desta ferramenta de simulação



deveu-se ao facto de existir maior experiência de manuseamento,

relativamente a outras ferramentas, adquirida em trabalhos anteriores.

O Simulink é um ambiente para simulação e desenho de sistemas

dinâmicos e integrados. Disponibiliza uma interface gráfica interactiva com o

utilizador e um conjunto personalizável de bibliotecas de blocos que permitem

projectar, simular, implementar e testar uma variedade de sistemas variáveis

no tempo. Como o Simulink é parte integrante do MATLAB é possível interagir

com este, aproveitando assim ao máximo, os recursos oferecidos pelos dois

ambientes [36]. O Simulink apresenta também uma biblioteca dedicada

exclusivamente à simulação e desenho de sistemas de electrónica de potência,

chamada SimPowerSystems. A utilização desta ferramenta permite a

modelação e simulação de geração, transmissão, distribuição e consumo de

energia eléctrica. Fornece também modelos de muitos componentes usados

nesses sistemas, incluindo máquinas trifásicas, motores eléctricos e bibliotecas

de modelos específicos de aplicação, tais como sistemas flexíveis de

transmissão de corrente alternada e geração de energia eólica. A análise

harmónica, o cálculo da distorção harmónica total, o fluxo de carga e outras

análises do sistema de energia são processos automatizados. Os modelos

SimPowerSystems possibilitam ainda a discretização do sistema de modo a

acelerar as simulações [37].

5.2. Simulação do Painel Solar Fotovoltaico

Apesar de ser conhecida a indisponibilidade de utilizar um painel solar

fotovoltaico para a implementação prática do projecto, considerou-se essencial

o desenvolvimento de um modelo para a simulação do mesmo, para uma

melhor compreensão, não só do próprio painel, mas de todo o sistema de

interface à rede eléctrica.

Deste modo, simulou-se o painel solar fotovoltaico da Kyocera, modelo

KC85T-1, por este possuir características que satisfazem as necessidades do

projecto. As características deste mesmo painel solar estão indicadas no

subcapítulo 2.4, relativo ao módulo solar fotovoltaico.

O modelo do painel fotovoltaico desenvolvido no Simulink e representado

na Figura 5.1, permite gerar as curvas de corrente vs tensão e potência vs



tensão, para os valores de temperatura e radiação solar previamente

especificados pelo utilizador.

Figura 5.1 – Modelo do painel fotovoltaico desenvol vido no Simulink a) modelo do painel solar b) subsistema do modelo desenvolvido

A Figura 5.1 a) representa o modelo do painel solar desenvolvido em

Simulink, que tem como parâmetros de entrada a radiação solar e temperatura,

sendo estes passíveis de ser alterados pelo utilizador, e na sua saída são

disponibilizadas os sinais de tensão e corrente produzidos pelo mesmo. Este

bloco é depois ligado ao circuito MPPT, como se demonstra na secção 5.4.,

reservada à simulação do circuito MPPT. A Figura 5.1 b) afigura o subsistema

que está contido no bloco “Painel Fotovoltaico” e é onde é feita a modulação do

módulo fotovoltaico, baseada nos pressupostos apresentados nas secções 2.3.

e 2.4., através do bloco programável “Embedded MATLAB Function2”.

As Figura 5.2 a) e b) representam respectivamente as curvas corrente vs

tensão e potência vs tensão do painel solar fotovoltaico simulado para as

condições padrão STC, ou seja, radiação solar no valor de 1000W/m2 e

temperatura de 25ºC.



Figura 5.2 – a) Curva Corrente vs Tensão b) Curva Po tência vs Tensão

5.3. Simulação do circuito Step-Up

Para analisar o funcionamento do conversor step-up, foi simulado em

Simulink o modelo representado na Figura 5.3. Esta simulação permitiu validar

os cálculos efectuados na secção 4.3.7, relativos ao dimensionamento do

conversor CC-CC, bem como observar o comportamento do mesmo e, dessa

forma, retirar as devidas conclusões para a sua implementação prática.

Figura 5.3 - Conversor step-up simulado em Simulink

O modelo simulado é alimentado por uma fonte de tensão contínua (Vi) de

200V, sendo esta elevada para 230V à sua saída. O conversor foi simulado de



forma a funcionar no modo de condução contínua, ou seja, a corrente na

bobina nunca é zero. Assim, a bobina L e o condensador C apresentam,

respectivamente, os valores de 250µH e 10µF. A carga, representada pela

resistência R, tem o valor de 200Ω. O semicondutor de potência utilizado foi o

mosfet, no qual foi aplicado um bloco PWM configurado para gerar uma onda

com uma frequência de 25KHz e com um duty-cycle de 13%. Os valores dos

componentes utilizados na simulação estão de acordo com os que foram

calculados e apresentados anteriormente, tal como se pode comprovar através

da Tabela 5.1.

Tabela 5.1- Valores dos componentes do step-up nos cálculos e na simulação

Componente Valor (Cálculos) Valor (Simulação)

Bob ina (L) 197µH 250µH

Condensador (C) 5.2µF 10µF

Resistência (R) 200Ω 200Ω

De modo a analisar o funcionamento do conversor CC-CC simulado,

procedeu-se ao visionamento das formas de onda de tensão e corrente dos

componentes electrónicos constituintes do step-up.

Na Figura 5.4 estão representadas simultaneamente as formas de onda da

tensão à entrada e à saída do conversor. A tensão de entrada apresenta um

valor de 200V, enquanto que a tensão de saída tem o valor de 230V, tal como

esperado.

Figura 5.4 - Tensão de entrada e saída no step-up



Pela análise da Figura 5.5 verifica-se que o conversor step-up simulado

funciona efectivamente no modo de condução contínua. Os valores da corrente

na bobina variam entre um mínimo de cerca de 0,5A e um máximo de cerca de

4,6A, portanto esta nunca o corrente na bobina nunca é zero.

Figura 5.5 – Corrente na bobine

A análise da tensão drain-source (Vds) e da corrente na drain (Id) no mosfet,

são também importantes para saber qual o mosfet que melhor pode servir às

necessidades do projecto. Através da análise, das formas de onda vds e id,

representadas na Figura 5.6, constata-se que o mosfet deve suportar uma

tensão na ordem dos 250V e uma corrente de 6A.

Figura 5.6 – Tensão e Corrente no Mosfet


97

5.4. Simulação do

Um dos objectivos desta dissertaç

circuito MPPT (Maximum Power Point Tracking

CC-CC step-up, e dessa forma extrair

conjunto de painéis fotovoltaicos.

Na Figura 5.7 está representado o modelo do circuito MPPT implementado

em Matlab/Simulink.

Figura

O bloco MPPT do modelo

entrada, a potência gerada pelo conjunto dos painéis no instante actual

no instante anterior (P

a radiação solar incidente

painéis fotovoltaicos, para

Observação, consiga atingir o ponto de máxima potência, gerando a

correspondente tensão de controlo

ser capaz de detectar o ponto de máxima potência e estabilizar em tor

A Figura 5.8 mostra o resultado de uma simulação, para as condições STC

(radiação igual a 1000W/m

painéis solares fotovoltaicos ligados em série, verificando

potência máxima de cerca de 960W

217V, que é de facto a tensão de máxima potê


Simulação do circuito MPPT

Um dos objectivos desta dissertação era a simulação computacional de um

(Maximum Power Point Tracking) para o controlo do conversor

, e dessa forma extrair a potência máxima de um painel, ou

conjunto de painéis fotovoltaicos.

está representado o modelo do circuito MPPT implementado

Figura 5.7 - Modelo do circuito MPPT simulado

MPPT do modelo desenvolvido aceita como parâmetros de

potência gerada pelo conjunto dos painéis no instante actual

(Ppv_ant), a tensão produzida pelo conjunto dos

radiação solar incidente (G) e a temperatura (T) a que estão sujeitos os

s, para que, através do algoritmo Perturbação &


correspondente tensão de controlo (vcontrolo). Assim, a tensão de controlo deve

ser capaz de detectar o ponto de máxima potência e estabilizar em tor

mostra o resultado de uma simulação, para as condições STC

(radiação igual a 1000W/m2 e temperatura igual a 25ºC), de um conjunto de

painéis solares fotovoltaicos ligados em série, verificando-se

potência máxima de cerca de 960W a tensão de controlo estabiliza em torno de

217V, que é de facto a tensão de máxima potência do arranjo fotovoltaico


ão era a simulação computacional de um

o controlo do conversor

a potência máxima de um painel, ou um

está representado o modelo do circuito MPPT implementado

aceita como parâmetros de

potência gerada pelo conjunto dos painéis no instante actual (Ppv) e

produzida pelo conjunto dos painéis (Vpv),

a que estão sujeitos os

que, através do algoritmo Perturbação &


Assim, a tensão de controlo deve

ser capaz de detectar o ponto de máxima potência e estabilizar em torno deste.

mostra o resultado de uma simulação, para as condições STC

l a 25ºC), de um conjunto de

se que para uma

a tensão de controlo estabiliza em torno de

ncia do arranjo fotovoltaico.



Figura 5.8 – Potência do arranjo fotovoltaico e tens ão de controlo do controlo MPPT

O aumento do valor da perturbação provoca também uma oscilação maior

em torno do ponto de máxima potência do arranjo fotovoltaico, como se pode

ver na Figura 5.9, que representa a variação da tensão de controlo em torno

do ponto de tensão correspondente potência máxima, para três valores

diferentes de perturbação (∆V) da tensão de controlo. Para uma perturbação

de 0,5V a tensão de controlo, em regime permanente oscila entre 212,2V e

211,6V, enquanto que para ∆V=0,2V, a tensão de controlo tem como valor

máximo 212.0V e como mínimo cerce de 211,8V. Por sua vez, como uma

perturbação de 0,1V a tensão de controlo varia entre 211,9V e 211,8V.

Figura 5.9 – Tensão de controlo em regime permanent e a) ∆V=0,5V b) ∆V=0,2V c) ∆V=0,1V



Depois de gerada a tensão de controlo (vcontrol), esta entra no bloco de

geração do sinal PWM, representado na Figura 5.10, onde é comparada com

uma onda dente de serra de 25kHz, de forma a gerar o duty-cycle para aplicar

no mosfet do conversor de tensão CC-CC step-up.

Figura 5.10 – Bloco desenvolvido em Simulink para a geração do sinal PWM do MPPT

A comparação da tensão de controlo com o dente de serra é mostrada na

Figura 5.11.

Figura 5.11 – Comparação da onda dente de serra com a tensão de controlo

Desta comparação resulta o sinal de PWM para o comando dos mosfets,

mostrado na Figura 5.12.



Figura 5.12 – Sinal PWM resultante do controlo MPPT

5.5. Simulação do circuito Inversor

Para o estudo do conversor CC-CA, desenvolveram-se em Simulink, dois

modelos de circuitos inversores, um dotado de um filtro LC, representado na

Figura 5.13 e outro sem filtro LC. Esta simulação teve como objectivo analisar o

funcionamento global do circuito inversor, bem como testar e validar a técnica

de controlo a implementar no inversor, na tentativa de minimizar a prática de

erros no momento da implementação prática.

Os modelos simulados são do tipo full-bridge ou ponte completa e o

controlo da comutação dos mosfets é feita por PWM Unipolar. Na simulação

utilizou-se uma carga resistiva no valor de 65Ω, tal como na sua montagem.

Figura 5.13 - Inversor simulado em Simulink



Como referido anteriormente, a técnica de controlo utilizada na simulação

do circuito inversor foi o PWM unipolar, que consiste na comparação de um

sinal vtri (onda triangular) com vcontrol e –vcontrol (sinal de controlo sinusoidal),

como se pode observar na Figura 5.14.

Figura 5.14 – Simulação do controlo do inversor (PWM unipolar)

Como se pode observar na Figura 5.14, a onda sinusoidal apresenta um

período de 20ms, o que corresponde a uma frequência de 50Hz, uma vez que

esta é a frequência desejada na tensão de saída do inversor.

A comutação dos mosfets é feita à frequência de 10kHz (frequência da

onda triangular) e os respectivos sinais de controlo, representados na Figura

5.15, resultam da comparação das ondas da figura anterior da seguinte forma:

n=8/o > n/i ⇒|

n=8/o < n/i ⇒H

n=8/o > n/i ⇒\|

n=8/o < n/i ⇒\H



Figura 5.15 – Sinais de controlo dos mosfets

Na Figura 5.16 estão representadas as formas de onda da tensão dos

quatro mosfets do circuito inversor, resultantes da aplicação dos sinais de

controlo anteriores.

Figura 5.16 - Formas de onda da tensão nos mosfets



Na Figura 5.17 estão representadas as quatro formas de onda das

correntes dos mosfets do inversor.

Figura 5.17 - Forma de onda da corrente nos mosfets

A análise das formas da onda das tensões e das correntes nos

semicondutores de potência tem por objectivo seleccionar o mosfet que melhor

satisfaz as necessidades do projecto, bem como verificar o correcto

funcionamento do circuito de potência.

Para uma tensão de entrada contínua no inversor de 325V sem a aplicação

do filtro LC, obteve-se a tensão de saída apresentada na Figura 5.18. Pela

análise da imagem verifica-se que a tensão de saída apresenta-se como uma

onda quadrada como resultado da modulação por largura de pulso, com uma

frequência de 50Hz e uma tensão alternada de 325V. A imagem apresenta

também um zoom onde se verifica com mais detalhe a modulação da tensão

de saída.



Figura 5.18 – Tensão de saída do inversor sem filtr o LC

A corrente na carga resistiva, ligada à saída do inversor, está ilustrada na

Figura 5.19, onde se verifica que esta está em fase com a tensão de saída e

apresenta um valor máximo de cerca de 5A.

Figura 5.19 – Corrente na carga do inversor sem fil tro LC



Para o mesmo valor de tensão contínua (325V) à entrada do inversor, mas

desta feita com a aplicação de um filtro LC, com uma indutância de 1,49mH e

um condensador de 1,75µF, obteve-se na saída do conversor CC-CA a forma

de onda da tensão apresentada na Figura 5.20.

Figura 5.20 - Tensão de saída do inversor com aplic ação de um filtro LC

A corrente na resistência de carga do inversor está representada na Figura

5.21 e encontra-se em fase com a tensão de saída, apresentando um valor de

pico de cerca de 5A.

Figura 5.21 - Corrente na carga do inversor com fil tro LC

A filtragem das ondas de tensão e corrente moduladas por impulsos,

resultam numa tensão e corrente sinusoidais como demonstram as figuras

anteriores.



5.6. Conclusões

Neste capítulo foram apresentadas todas as simulações e os respectivos

resultados dos diferentes circuitos constituintes do sistema de interface de um

painel solar à rede eléctrica, designadamente a simulação do painel

fotovoltaico e as simulações dos circuitos step-up, MPPT e inversor.

O desenvolvimento do modelo de simulação do painel solar, baseou-se no

estudo apresentado nos capítulos 2.3 e 2.4 acerca da célula e do módulo

fotovoltaico, e, de acordo com os resultados obtidos, conclui-se que o modelo

simulado se adequa aos objectivos pretendidos e ao projecto, uma vez que

possibilita a reprodução fidedigna das curvas de tensão, corrente e potência do

painel fotovoltaico para diversas situações de radiação solar e temperatura.

A simulação do conversor de tensão CC-CC revelou-se bastante útil, não

só para a legitimação dos valores dos componentes dimensionados por

intermédio de cálculos, mas também para uma compreensão mais exacta do

funcionamento do mesmo. A diferença entre os valores dos componentes

calculados e os valores dos mesmos utilizados na simulação, deve-se aos

melhores resultados obtidos. De acordo com o que foi estudado no capítulo 4.3

o conversor de tensão CC-CC deve funcionar no modo de condução contínua,

o que se veio a verificar na simulação efectuada. O modelo de simulação

implementado possibilitou atestar a competência do funcionamento do

conversor CC-CC como circuito step-up, uma vez que é capaz de elevar a

tensão de entrada.

O circuito MPPT simulado constatou a satisfação dos requisitos

necessários ao rastreamento do ponto de máxima potência do painel solar,

validando desta forma o algoritmo perturbação & observação para a fase de

implementação prática. Os resultados apresentados neste capítulo, bem como

os demais recolhidos, atestam a capacidade do circuito MPPT em, para cada

valor de radiação solar e temperatura, seguir o ponto de máxima potência,

optimizando assim, a potência produzida pelo painel fotovoltaico.

Para o conversor CC-CA foram simulados dois circuitos diferentes, um com

um filtro LC e outro sem esse mesmo filtro. Através dos resultados

apresentados conclui-se que ambos os sistemas apresentam bons resultados,

sendo capazes de inverter de forma controlada a tensão de saída para os



níveis da rede eléctrica, 325V e 50Hz. Na simulação do controlo da comutação

dos semicondutores de potência, não foi tida em conta a necessidade da

existência de um tempo morto (dead-time) entre os dois mosfets de cada braço

inversor, pelo facto de o software de simulação não fazer exigência destes

tempos para o correcto funcionamento do circuito. No entanto, a ausência

desse parâmetro não impede a obtenção de resultados satisfatórios, quer ao

nível do controlo, quer ao nível global do funcionamento do inversor, no se

refere à simulação.



6. Implementação e Resultados Experimentais

6.1. Introdução

Neste capítulo serão apresentados e explicados todos os circuitos

implementados e respectivos resultados, necessários para a interface de um

painel solar fotovoltaico à rede eléctrica. Os resultados provenientes do

funcionamento dos circuitos implementados serão também aqui apresentados

e serão sujeitos a uma análise crítica relativamente à sua implementação e ao

seu desempenho, com o intuito de aferir os aspectos positivos e negativos

resultantes do trabalho.

A Figura 6.1 representa a bancada de trabalho onde todo o sistema foi

desenvolvido.

Figura 6.1 – Bancada de trabalho



6.2. Descrição do Sistema Implementado

Para a interface entre o painel solar e a rede eléctrica foram desenvolvidos

e implementados vários circuitos electrónicos que, ainda de forma simplificada,

estão representados no diagrama de blocos da Figura 6.2.

Apesar de inicialmente ter sido proposto a utilização de um painel solar

fotovoltaico, este não foi utilizado devido ao facto de no período de realização

desta dissertação não existir qualquer módulo fotovoltaico disponível, de

acordo com o que foi comunicado pelo professor orientador. Assim, recorreu-se

ao uso do rectificador representado na Figura 6.3, que ao rectificar a tensão

proveniente da rede eléctrica e em conjunto com um VARIAC possibilitou

emular o painel solar fotovoltaico. Assim, ao longo desta dissertação, sempre

que relativamente ao trabalho efectuado seja referido a utilização de um painel

solar, deve ter-se em conta que este foi substituído pelo conjunto rectificador

mais VARIAC.

Sinal PWM

Sinal PWM

Corrente

Tensão

Painel

Fotovoltaico

Conversor CC-CC step-up

Inversor Rede

Microcontrolador (PIC 18F4431)

Cálculo potência PV, controlo MPPT, controlo do inversor

Figura 6.2 – Diagrama de blocos do sistema implemen tado



Figura 6.3 – Rectificador usado para emular o paine l solar

O sistema de interface do painel solar fotovoltaico implementado pode

dividir-se em duas partes, unidade de potência e sistema de comando, sendo

que dentro do sistema de comando pode identificar-se claramente a unidade de

medida e a unidade de controlo. A unidade de potência apresenta e descreve

os circuitos de potência implementados, nomeadamente o conversor CC-CC

step-up e o inversor. O sistema de comando, formado por duas unidades

distintas, é responsável por efectuar todas as operações de leitura e

processamento de variáveis, de modo a actuar na unidade de potência de

forma correcta, para que o sistema global funcione de acordo com o previsto.

As duas unidades constituintes do sistema de comando são a unidade de

leitura, onde estão compreendidos os sensores de tensão e corrente, e a

unidade de controlo que engloba os circuitos acopladores ópticos e o

microcontrolador PIC.

O desenvolvimento do trabalho prático desta dissertação foi realizada em

duas etapas, uma primeira fase em que foi projectado e montado o circuito do

conversor CC-CC step-up e o desenvolvimento do respectivo circuito de

controlo, e uma segunda fase respeitante à projecção e montagem do circuito

inversor e implementação do seu circuito de comando.

O conversor step-up foi montado e testado em malha aberta e em malha

fechada. Na montagem em malha aberta a unidade de medida é desactivada e

a unidade de controlo gera um sinal de PWM com duty-cycle constante para



aplicar na gate do mosfet. Esta montagem permitiu aferir se o conversor

CC-CC estava a funcionar correctamente. Na montagem em malha fechada a

unidade de controlo recebe os valores da tensão e da corrente do painel solar

lidos pela unidade de medida e gera o sinal PWM de duty-cycle variável, tendo

por base o algoritmo de controlo MPPT Perturbação e & Observação. O sinal

de controlo gerado é aplicado ao mosfet e os valores da tensão, corrente e

potência do painel solar, bem como o duty-cycle actual do conversor são

mostrados no LCD Nokia.

No que respeita ao circuito inversor, foi implementado um inversor de

tensão monofásico em ponte completa, cuja técnica de controlo desenvolvida

para a comutação dos mosfets foi o controlo com PWM Unipolar.

6.3. Unidade de Potência

A unidade de potência é constituída pelo circuito do conversor de tensão

CC-CC step-up e pelo circuito do conversor de tensão monofásico CC-CA

(inversor). Optou-se pela implementação de um inversor controlado por tensão

porque o objectivo é produzir uma tensão, para ser injectada na rede, com

valores de amplitude e frequência controlados. A adopção de uma topologia em

ponte completa deve-se ao facto de este, com a mesma tensão no barramento

CC, obter na saída o dobro do valor máximo da tensão obtida num inversor de

meia ponte. Utilizou-se o conversor step-up para elevar o nível de tensão

produzido pelo painel solar e, em conjunto com o algoritmo MPPT, optimizar a

potência gerada pelo painel.

Nas secções a seguir serão apresentados e descritos os conversores de

tensão implementados durante a realização da presente dissertação.

6.3.1. Conversor de Tensão CC-CC (Step-Up)

O conversor de tensão CC-CC implementado teve por base o

dimensionamento efectuado e apresentado na secção 4.3.7 (Dimensionamento

do Step-Up), bem como a sua simulação efectuada no MATLAB/Simulink e

mostrada na secção 5.2, respeitante às simulações computacionais.



No entanto, devido à inexistência nas oficinas de apoio do Departamento

de Electrónica de condensadores que suportassem uma tensão de 230V

(tensão máxima à saída do conversor), e com uma capacidade 10µF foi

necessário fazer uma associação de condensadores para contornar este

problema. Desta forma, ligaram-se cinco condensadores em série, cada um

com uma capacidade de 68µF e uma tensão de 68V. De forma a garantir que

cada condensador tem a mesma queda de tensão ligou-se a cada um deles

uma resistência em paralelo, tal como mostra a Figura 6.4.

Figura 6.4 – Associação série de condensadores do c onversor CC-CC

Como os condensadores estão ligados em série a capacidade equivalente

(Ceq) é dada pela equação 6.1

m04 m

m04 68μ

5⇔ m04 13,6μx

(6.1)

Em que n é o número de condensadores ligados em série.

As resistências foram dimensionadas de forma a que a corrente por elas

consumida fosse na ordem dos 100mA. Assim através da equações 6.2, 6.3 e

6.4 calculou-se o seu valor.



∗ m

250 ∗ 13.6μ ⇔ = 0.0034 C (6.2)

Como os condensadores são todos iguais V1 = V2 = V3 = V4 = V5

= m ⇔ = 50 (6.3)

Desta forma, impondo iR1 = 100mA

G = ⇔ G = 500 (6.4)

Assim, foi ligada em paralelo com cada um dos condensadores uma

resistência no valor de 500Ω, tal como é mostrado na Figura 6.5.

Figura 6.5 – Condensadores no conversor step-up

Foi ainda dimensionado e implementado um circuito snubber para proteger

o semicondutor de potência contra os picos de tensão resultantes da

comutação, evitando assim o mau funcionamento deste e consequentemente

do conversor CC-CC. O circuito snubber é constituído por uma resistência Rs,

um condensador Cs, e um díodo Ds e é ligado ao mosfet de acordo com a

Figura 6.6.



Figura 6.6 – Circuito Snubber

Tendo por base as equações 6.5 e 6.6 disponíveis em [32], dimensionou-se

os componentes do circuito snubber.

m R ∗ Y12 ∗ R ⇔ m = 820x

(6.5)

= R0,2 ∗ ⇔ = 100 (6.6)

Onde, Id representa a corrente no mosfet, Vd a tensão drain-source do

mosfet e tf simboliza o fall time do mosfet.

Na Figura 6.7 está representado o circuito sunbber implementado no

conversor step-up.

Figura 6.7 – Circuito snubber implementado



Quanto à constituição do step-up, para a sua montagem utilizou-se uma

bobina com uma indutância de 253µH, um díodo rápido cuja referência é

BY329X da Philips Semiconductors, um circuito snubber RCD, cujos valores

são Rs 100Ω de 15W, Cs 820nF e um díodo de referência BY229, um mosfet da

International Rectifier IRFB18N50K com as seguintes características: VDSS =

500V, RDS(on) = 0,26Ω e ID = 17A, um conjunto de condensadores ligados em

série com um capacidade equivalente de 13,6µF e uma carga resistiva no valor

de 200Ω. A Tabela 6.1 mostra a comparação entre os valores dos

componentes calculados, simulados e implementados.

Tabela 6.1 – Resumo dos valores dos componentes do step-up

Componente Valor (Cálculos) Valor (Simulação) Valor (Montagem)

Bobina (L) 197µH 250µH 253µH

Condensador (C) 5,2µF 10µF 13,6µF

Resistência (R) 200Ω 200Ω 200Ω

Na Figura 6.8 está representado o esquema eléctrico do circuito step-up

montado.

200Ω

253µH

68µF

68µF

68µF

68µF

68µF

470Ω

470Ω

470Ω

470Ω

470Ω

Fonte de

Tensão CCIRFB18N50K

100Ω/15W

820nF

BY229

BY329X

Figura 6.8 – Esquema eléctrico do circuito step-up



O circuito step-up foi montado numa placa veroboard, como se vê na

Figura 6.9, onde se podem identificar todos os componentes constituintes do

mesmo.

Figura 6.9 - Circuito step-up implementado

Depois de terminada a montagem do circuito step-up procedeu-se aos

respectivos testes e recolha de resultados.

O conversor CC-CC step-up, tal como explicado no capítulo 4, permite

obter à sua saída uma tensão superior àquela que é aplicada à sua entrada,

funcionando portanto, como elevador de tensão. Desta forma, os resultados

experimentais recolhidos, respeitantes ao conversor CC-CC permitem avaliar o

funcionamento do mesmo.

Num dos ensaios realizados aplicou-se à entrada do conversor CC-CC

uma tensão constante de 160V, tendo-se obtido à sua saída uma tensão

constante de 234V, tal como comprova a Figura 6.10.

IRFB18N50K

Controlo Entrada

Saída/Carga

Bobine



Figura 6.10 – Tensão na entrada e na saída do step-up

Para efectuar a medição da corrente na indutância colocou-se uma

resistência de baixo valor (cerca de 1Ω) em série com a mesma, e mediu-se

assim a tensão nessa resistência, obtendo-se assim uma tensão que é

proporcional ao valor da corrente (Lei de Ohm). Devido ao baixo valor da

resistência usada pode afirmar-se que o valor de tensão medido é muito

próximo do valor real da corrente na bobina.

Através do processo anteriormente descrito visualizou-se a forma de onda

da Figura 6.11, que representa a corrente na indutância e permite constatar

que o conversor step-up está a funcionar no limite do modo de condução

contínua, visto que a corrente na bobine vai a zero no final do intervalo de

tempo em que o mosfet esteve ligado.

Figura 6.11 – Corrente na bobina



Como supramencionado, desenvolveu-se um circuito snubber para

proteger o semicondutor de potência contra os picos de tensão e também para

melhor os tempos de turn-off deste, uma vez que a forma de onda da tensão

drain-source (Vds) do mosfet utilizado, apresentava o aspecto da Figura 6.12.

Figura 6.12 – Tensão drain-source no mosfet sem circuito snubber

A Figura 6.13 apresenta a forma de onda de Vds após a ligação do circuito

snubber. Como se pode verificar ainda existem picos de tensão, no entanto a

amplitude destes é inferior à tensão máxima do mosfet. Também o tempo de

turn-off, por acção do circuito snubber, é reduzido e o mosfet passa a desligar-

se correctamente em cada comutação.

Figura 6.13 – Tensão drain-source no mosfet com circuito snubber



6.3.2. Conversor de Tensão CC-CA (Inversor)

O conversor de tensão CC-CA implementado foi baseado nas simulações

efectuadas e apresentadas na secção 5.4 (Simulação do circuito Inversor).

Inicialmente era pretendido desenvolver um inversor capaz de converter a

saída do painel fotovoltaico num sistema alternado de 230V e 50Hz, no

entanto, parte desse objectivo não foi concretizado, não tendo sido conseguido

atingir os 230V na sua saída. O ruído existente na placa montada, bem como

as fontes CC-CC isoladas, susceptíveis de originarem problemas, utilizadas na

unidade de controlo do circuito inversor podem explicar as limitações ao

funcionamento do inversor.

O inversor monofásico em ponte completa implementado é controlado por

tensão e é alimentado pelo mesmo rectificador que emula o painel solar

fotovoltaico, obtendo-se na sua saída uma tensão alternada de 50Hz.

Os semicondutores de potência utilizados para a sua montagem foram os

mosfets da marca International Rectifier, modelo IRFP450 que têm como

principais características tensão drain-soure (VDSS) igual a 400V e corrente

máxima admissível na drain (ID) igual a 14A. Na Figura 6.14 pode ver-se o

circuito inversor implementado numa placa veroboard, onde são bem visíveis

os dois braços do inversor monofásico. A ligação dos mosfets aos dissipadores

está devidamente isolada para evitar curto-circuitos entre os mosfets.

Figura 6.14 – Circuito inversor implementado



A Figura 6.15 mostra a onda de saída do inversor, apresentando esta uma

frequência de 50Hz e uma tensão de pico de cerca de 97V, sendo este o valor

máximo conseguido à sua saída.

Figura 6.15 – Tensão à saída do inversor

6.4. Unidade de Medida

A unidade de medida tem como função realizar a medição da tensão e da

corrente gerada pelo painel fotovoltaico, de forma a processar o algoritmo

MPPT, responsável pelo controlo do conversor step-up. Baseado nas

medições efectuadas, a unidade de controlo actualiza o valor do duty-cycle do

conversor CC-CC com o intuito de extrair a potência máxima do painel solar.

Para realizar as mensurações do valor da tensão e corrente utilizaram-se

sensores de tensão e corrente de efeito Hall. A Figura 6.16 mostra a placa da

unidade de medida implementada.


122

Figura

6.4.1. Sensor de Tensão de Efeito Hall

O sensor de tensão de efeito

tensão do painel solar fotovoltaico, foi o transdutor de tensão LV 25

representado na Figura 6.17

Figura 6. 17

Este sensor, cuja relação de transformação é de 2500:1000, apresenta

como principais características no lado primário tens

corrente nominal de 10mA, enquanto que no lado secundário a corrente

nominal tem o valor de 25mA. A alimentação do sensor pode ser feita a partir



Figura 6.16 – Placa da unidade de medida

Sensor de Tensão de Efeito Hall

O sensor de tensão de efeito Hall utilizado para a medição do valor da

tensão do painel solar fotovoltaico, foi o transdutor de tensão LV 25

17.

17 – Sensor de tensão de efeito Hall LV 25-P


como principais características no lado primário tensão nominal de 500V e




utilizado para a medição do valor da

tensão do painel solar fotovoltaico, foi o transdutor de tensão LV 25-P da LEM,


ão nominal de 500V e





de: +15V, GND e -15V ou +12V, GND e -12V [38]. Na Figura 6.18 está

representado o esquema de ligações do sensor de tensão utilizado.

Figura 6.18 – Esquema de ligações do sensor de tensã o LV 25-P

A resistência R1 limita o valor da corrente no sensor, de forma a que este

não ultrapasse o valor nominal (IPN = 10mA). Assim, e a partir da equação 6.7

pode determinar-se o valor de R1, tendo por base o valor máximo de tensão

que se pretende medir (Vmax).

G >_b

V

6.7

Por sua vez, a resistência de medida (RM) deve ser dimensionada de

maneira a que a tensão aos seus terminais não ultrapasse os 5V, uma vez que

o microcontrolador usado só admite na sua entrada tensões entre 0 e 5V.

Deste modo, e tendo por base a corrente nominal do secundário do sensor, a

resistência RM é calculada através da equação 6.8.

6.8

Na realização deste trabalho admitiu-se que a tensão máxima produzida

pelos painéis solares fotovoltaicos é de 250V. Assim, através das equações 6.9

e 6.10 é possível calcular o valor das resistência R1 e RM, respectivamente.

G 25010 ⇔ G = 25L

6.9


124

5

25 ⇔ 200

Na Figura 6.19 pode observar

na entrada do conversor CC

pelo sensor (valor no LCD) é muito próximo da grandeza medida pelo

multímetro digital.

Figura 6

6.4.2. Sensor de Corrente de Efeito Hall

O sensor de corrente de efeito

gerada pelo painel solar fotovoltaico, foi o transdutor de corrente LA 55

LEM, representado na Figura

Figura 6.20



ode observar-se um exemplo de uma medição da tensão

na entrada do conversor CC-CC, onde se verifica que o valor de tensão medido


6.19 – Medição do valor da tensão no step-up

Sensor de Corrente de Efeito Hall

O sensor de corrente de efeito Hall utilizado para a medição da corrente

gerada pelo painel solar fotovoltaico, foi o transdutor de corrente LA 55

Figura 6.20.

– Sensor de corrente de efeito Hall LA 55-P


6.10

se um exemplo de uma medição da tensão

CC, onde se verifica que o valor de tensão medido


utilizado para a medição da corrente

gerada pelo painel solar fotovoltaico, foi o transdutor de corrente LA 55-P da



Este sensor permite efectuar medições de corrente até uma máximo de

50A, cujo valor corresponde à corrente nominal no primário. Com uma relação

de transformação de 1:1000, apresenta um valor corrente nominal no

secundário de 50mA. Tal como o sensor de corrente de tensão, anteriormente

apresentado, a sua alimentação pode ser +15V, GND e -15V ou +12V, GND e

-12V [39]. Na Figura 6.21 está representado o esquema de ligações do sensor

utilizado.

Figura 6.21 - Esquema de ligações do sensor de corr ente LA 25-P

A resistência de medida RM, tal como no sensor de tensão, deve ser

dimensionada para que a tensão no microcontrolador não ultrapasse os 5V e a

corrente no secundário do sensor não exceda os 50mA. Assim, a resistência de

medida pode ser calculada através da equação 6.11.

⇔

550 ⇔ > = 100 6.11

Na Figura 6.22 está representado um exemplo de uma medição do valor da

corrente na entrada do conversor CC-CC, na qual se constata que a corrente

medida pelo sensor de corrente (valor no LCD) é muito semelhante ao valor

medido pelo multímetro digital.



Figura 6.22 – Medição do valor da corrente no step-up

6.5. Unidade de Controlo

A unidade de controlo, constituída pelos circuitos acopladores ópticos e

microcontrolador, assume-se como parte fundamental e essencial para o bom

funcionamento de todo o sistema, sendo esta responsável por controlar o

funcionamento da unidade de potência. Assim, foram implementados dois

circuitos de comando distintos, um para o controlo do step-up e outro para o

controlo do inversor.

Na Figura 6.23 pode ver-se o diagrama de blocos da unidade de controlo.

Figura 6.23 – Diagrama de blocos do sistema de cont rolo



6.5.1. Microcontrolador

O microcontrolador assume-se como parte fundamental para o

funcionamento de todo o sistema implementado. É o responsável por receber

os sinais de tensão e corrente provenientes da unidade de medida, realizar o

processamento desses mesmos sinais de maneira a, de acordo com os

objectivos pretendidos, gerar sinais de controlo que, através da unidade de

controlo, actuarão nos semicondutores de potência do step-up e do inversor.

O microcontrolador escolhido para implementar o controlo do projecto foi o

PIC18F4431 da Microchip, representado na Figura 6.24, uma vez que

preenchia todos os requisitos pretendidos.

Figura 6.24 – PIC18F4431

Um dos critérios a ter em conta na escolha do microcontrolador foi o seu

custo, e sem dúvida este revelou-se uma óptima escolha, já que é

disponibilizado gratuitamente pelo seu fabricante, bem como o software de

programação que é open source. Ainda nas vantagens económicas, é de referir

que o programador foi disponibilizado pelo Laboratório de Electrónica de

Potência da Universidade do Minho, não sendo por isso necessário despender

qualquer verba.

No aspecto técnico, o PIC18F4431 apresenta também características que

favorecem a sua escolha em detrimento de outros microcontroladores. A baixa

complexidade do circuito base para o funcionamento deste microcontrolador,

foram aspectos a ter em conta no momento da implementação.

No que diz respeito às necessidades reais deste trabalho, este

microcontrolador apresenta boas características para a interface e o controlo

de sistemas de electrónica de potência. O módulo de PWM, especialmente

dedicado para o âmbito da electrónica, o conversor analógico digital e os pinos

I/O de que está dotado, são particularmente úteis para a implementação deste



projecto. Na Figura 6.25 pode ver-se o diagrama de pinos do PIC18F4431,

onde se consegue identificar os pinos dedicados ao módulo PWM, ao ADC

(Analog-to-Digital Converter) e entrada e saída de dados (pinos I/O).

Figura 6.25 – Diagrama de pinos do PIC18F4431 [40]

O conversor analógico digital suporta 9 canais e apresenta uma resolução

de 10 bits. Como se trata de um conversor rápido, permite obter 200000

amostras por segundo. Apresenta duas entradas sample and hold que

permitem efectuar duas leituras simultâneas, revelando-se útil para a medição

da tensão e corrente geradas pelo painel solar fotovoltaico [40]. Na

implementação deste trabalho utilizaram-se duas entradas analógicas (AN0 e

AN1) que recebem os sinais provenientes dos sensores de tensão e corrente.

Segundo [40], o módulo PWM simplifica a tarefa de gerar múltiplas saídas

sincronizadas por PWM, usadas no controlo de motores e aplicações de

conversores de energia. Este módulo suporta 8 canais, que podem funcionar

em modo independente, ou em modo complementar, ou seja, para cada uma

das quatro saídas existem outras quatro invertidas, o que é particularmente útil

para o controlo do inversor. Possui 14 bits de resolução dependendo do

período do PWM e permite programar o dead-time, vantajoso para impedir a

ocorrência de curto circuitos nas comutações dos braços do inversor. Foram

utilizadas 5 saídas PWM para o controlo dos circuitos de potência, 4 para o

inversor (PWM0, PWM1, PWM2, PWM3) e 1 para o step-up (PWM4).


129

Alguns dos pinos I/O de que o microcontrolador está dotado, foram

utilizados para a ligação de um LCD

utilizador ter acesso a algumas informações do sistema, nomeadamente tensão

e corrente geradas pelo painel fotovoltaico e

Os microcontroladores da família PIC oferecem a possibilidade de escolha

relativamente à linguage

programados em linguagem C ou linguagem

utilizou-se a linguagem C para a programaç

o código mais perceptível por se tratar

ambiente de programação utilizado foi o MPLAB IDE v8.33 juntamente com o

compilador CCS C Compiler

Para enviar o código do computador pessoal para o microcontrolador é

necessário utilizar um programador que faça a ligação entre ambas as partes.

O programador utilizado foi o MPLAB ICD 2 da Microchip

integrado com o ambiente de desenvolvimento

uma forma simplista a ligação do programador.

Figura 6.26

A placa do microcontrolador está provida de um botão de

possibilita reiniciar o sistema de controlo sempre desejável. Os pinos

identificados como PGD, PGC e MCLR são utili

entre o microcontrolador e o computador, através do programador.

6.5.2. Interface PIC18F4431 com LCD

A utilização de um LCD

utilizador do sistema uma interface mais intuitiva e mai



utilizados para a ligação de um LCD (Liquid Crystal Display)


e corrente geradas pelo painel fotovoltaico e duty-cycle do conversor CC

microcontroladores da família PIC oferecem a possibilidade de escolha

relativamente à linguagem de programação, uma vez que

programados em linguagem C ou linguagem Assembly. No projecto em causa

se a linguagem C para a programação do PIC18F4431, tornado assim

o código mais perceptível por se tratar de uma linguagem de alto nível


CCS C Compiler.

enviar o código do computador pessoal para o microcontrolador é


gramador utilizado foi o MPLAB ICD 2 da Microchip

integrado com o ambiente de desenvolvimento. A Figura 6.26

uma forma simplista a ligação do programador.

– Programador MPLAB ICD2 ligado ao PIC e computador

A placa do microcontrolador está provida de um botão de


identificados como PGD, PGC e MCLR são utilizados para efectuar a ligação


Interface PIC18F4431 com LCD

A utilização de um LCD (Liquid Crystal Display) permite estabelecer com o

utilizador do sistema uma interface mais intuitiva e mais agradável. Por outro



(Liquid Crystal Display), que permite ao


do conversor CC-CC.

microcontroladores da família PIC oferecem a possibilidade de escolha

uma vez que podem ser

No projecto em causa,

ão do PIC18F4431, tornado assim

de uma linguagem de alto nível. O


enviar o código do computador pessoal para o microcontrolador é


gramador utilizado foi o MPLAB ICD 2 da Microchip que funciona

26 representa de

Programador MPLAB ICD2 ligado ao PIC e computador

A placa do microcontrolador está provida de um botão de reset manual que


zados para efectuar a ligação


permite estabelecer com o

s agradável. Por outro



lado, possibilita uma monitorização de todo o processo, nomeadamente da

tensão do painel fotovoltaico e da corrente gerada pelo mesmo.

O exemplar usado foi o LCD do telemóvel Nokia 3310. Trata-se de um LCD

com um ambiente gráfico simples que possibilita visualizar a leitura dos valores

de tensão e corrente de uma forma clara e rápida, e muito versátil para

interface de vários projectos. Apresenta um visor de 38x35 mm, com uma

superfície de exibição activa de 30x22 mm e uma resolução de 84x48 pixéis.

Além da sua vasta de aplicabilidade, este LCD possui a vantagem de ser

alimentado numa faixa de tensão baixa (2,7V – 3,3V) e consumo de energia

reduzido. Na Figura 6.27 pode ver-se o LCD bem como os seus pinos de

ligação.

Figura 6.27 – LCD Nokia 3310 a) vista frontal b) vista traseira c) pinos d e ligação [41]

A ligação entre o display e o microcontrolador é simples e é feita utilizando

o padrão de comunicação SPI (Serial Peripheral Interface). São utilizados 5

portos I/O do PIC18F4431 e apenas dois condensadores. A Tabela 6.2 mostra

as especificações eléctricas de cada um dos pinos do LCD utilizados na

comunicação com o PIC18F4431.



Tabela 6.2 – Especificações eléctricas dos pinos do LCD [41]

Pino Sinal Descrição Porto

1 VDD Alimentação de entrada. Faixa de tensão entre VDD e GND:

2,7V a 3,3V.

Power

2 SCLK Serial Clock. Entrada para o sinal de clock: 0,0 a 4,0 Mbits/s. Input

3 SDIN Serial Data. Linha de entrada de dados. Input

4 D/C Modo selecção. Para seleccionar entre comando/endereço

ou entrada de dados.

Input

5 SCE Chip enable. Permite gerir dados de através do clock interno

do PIC. O sinal activo é baixo.

Input

6 GND Ground. Power

7 VOUT Tensão de saída. Necessita de adicionar externamente um

condenador electrolítico entre VOUT e GND.

Power

8 RES Reset externo. Faz o reset do dispositivo. O sinal é activo ao

nível baixo.

Input

A Figura 6.28 representa o esquema eléctrico da placa do

microcontrolador, onde se afigura também a ligação do LCD Nokia 3310 ao

mesmo.

Figura 6.28 – Esquema eléctrico da ligação do LCD ao microcontrolador


132

Na Figura 6.29 pode ver

microcontrolador PIC.

Figura 6.29 –

6.5.3. Acopladores Ópticos

Os sinais de controlo gerados pelo microcontrolador não podem ser

injectados directamente nos semiconduto

nível de tensão produzido (5V) não ser suficiente para comutar os

outro lado, a ligação directa dos circuitos de potência

inversor, ao circuito de comando, pode trazer danos mais significa

ocorrência de curto-circuitos, ou quaisquer ou

na unidade de potência. Deste modo, torna

ópticos.

Os acopladores ópticos

um sinal de um circuito para outro, sem a necessidade acoplamento eléctrico,

ou seja, são capazes de isolar com total se

diferentes, mantendo a comunicação

pela ausência de contacto eléc

produzido por um fotodíodo e recebido por um receptor (fototransistor).



pode ver-se a ligação do LCD Nokia à placa

– Ligação do LCD Nokia ao microcontrolador

Acopladores Ópticos


injectados directamente nos semicondutores de potência, devido ao facto de o

nível de tensão produzido (5V) não ser suficiente para comutar os m

outro lado, a ligação directa dos circuitos de potência, nomeadamente do

ao circuito de comando, pode trazer danos mais significativos

circuitos, ou quaisquer outros comportamentos indesejados

na unidade de potência. Deste modo, torna-se imperativo o uso de acopladores

Os acopladores ópticos ou optoacopladores, possibilitam a transferência de

sinal de um circuito para outro, sem a necessidade acoplamento eléctrico,

ou seja, são capazes de isolar com total segurança dois circuitos

diferentes, mantendo a comunicação entre ambos. O isolamento é garan

contacto eléctrico, o sinal é transferido por um feixe de luz

produzido por um fotodíodo e recebido por um receptor (fototransistor).


à placa do


, devido ao facto de o

mosfets. Por

, nomeadamente do

tivos como a

tros comportamentos indesejados

se imperativo o uso de acopladores

ou optoacopladores, possibilitam a transferência de

sinal de um circuito para outro, sem a necessidade acoplamento eléctrico,

electrónicos

O isolamento é garantido

trico, o sinal é transferido por um feixe de luz

produzido por um fotodíodo e recebido por um receptor (fototransistor). Os



optoacopladores têm a vantagem de ter alta velocidade de comutação,

ausência de parte mecânica, baixo consumo e isolamento total.

O acoplador óptico utilizado foi o VO3120 da Vishay que é mostrado na

Figura 6.30. Este para além de garantir o isolamento galvânico entre a unidade

de controlo e a unidade de potência, adequa a tensão para os níveis desejados

para a comutação do mosfet (circuito de driver).

Figura 6.30 – Acoplador Óptico VO3120 e respectivo e squema interno [42]

Para garantir o isolamento entre o microcontrolador e o circuito de potência

utilizou-se fontes de alimentação diferentes nos dois circuitos (circuito de

controlo e circuito de potência), de forma a que estes tenham massas

diferentes.

Para que o mosfet conduza é necessário a aplicação contínua de uma

tensão entre a gate e a source que ultrapasse a tensão limiar de condução

VGS(th). Esta é a tensão mínima para a criação de um canal para a passagem da

corrente.

A Figura 6.31 representa o esquema eléctrico do circuito acoplador óptico.

A onda PWM gerada pelo micrcontrolador de duty-cycle variável, com uma

frequência de 20kHz para o controlo do step-up e 10kHz para o controlo do

inversor, é aplicada no primário do acoplador óptico. A saída deste é ligada ao

mosfets dos circuitos step-up e inversor, injectando nestes o sinal de controlo.



Figura 6.31 – Esquema eléctrico do circuito acoplado r óptico [42]

Tal como referido anteriormente, o acoplador óptico utilizado (VO3120)

funciona também como circuito de driver, ajustando a tensão de entrada (5V)

no optoacoplador, para níveis ideais (15V) à sua saída, actuando assim de

forma correcta nos mosfets. O exemplo de um sinal produzido pelo

microcontrolador e o sinal aplicado na gate do mosfet estão respectivamente

representados pela Figura 6.32 a) e b).

Figura 6.32 – Sinal de controlo: a) entrada do acopl ador óptico b) saída do acoplador óptico

Para o controlo dos circuitos step-up e inversor e isolamento entre unidade

de potência e controlo, foram montadas duas placas com os circuitos

acopladores ópticos. Estas podem ser vistas nas Figura 6.33 e Figura 6.34.



Figura 6.33- Placa da unidade de controlo do circuit o step-up

Figura 6.34 – Placa da unidade de controlo do circui to inversor

6.5.4. Controlo do Step-Up – MPPT

Um dos objectivos desta dissertação era desenvolver um algoritmo que

extraísse a máxima potência do painel fotovoltaico em cada instante. Deste

modo, para o controlo do conversor de tensão CC-CC (step-up) utilizou-se o

método Perturbação & Observação (P&O) para rastrear o ponto de máxima

potência do painel solar. A adopção deste algoritmo de controlo para a busca

do ponto de máxima potência deve-se à ponderação das suas vantagens e

desvantagens, em comparação com os demais algoritmos de controlo, para os

objectivos e interesses deste projecto. No capítulo 3, dedicado ao MPPT



(Maximum Power Point Tracking) é feita toda a fundamentação que está na

base da escolha do método Perturbação & Observação.

Devido ao facto de não existir painel fotovoltaico para a realização dos

testes experimentais de validação do algoritmo MPPT implementado, foi

necessário ligar uma resistência em série com a fonte de alimentação CC, de

forma a limitar a potência fornecida por esta, na tentativa de emular com a

maior proximidade possível o comportamento do painel solar fotovoltaico,

obtendo-se assim a curva tensão x corrente representada na Figura 6.35 a cor

verde, em contraste com o curva vermelha respeitante ao painel solar.

Figura 6.35 – Curva Tensão x Corrente do painel sol ar e da fonte CC com resistência

A resistência, da ordem de grandeza do valor da carga do circuito step-up,

limitava assim a corrente fornecida pela fonte, não estando o valor desta

dependente da carga. A Figura 6.36 apresenta o diagrama de blocos da ligação

do circuito MPPT.

Para o teste do algoritmo MPPT realizaram-se três ensaios distintos, dois

em malha aberta, ou seja, com a unidade de controlo a gerar um sinal de

duty-cycle fixo e um em malha fechada, isto é, controlado pelo algoritmo de

MPPT Perturbação & Observação. O procedimento para a validação do método

de MPPT em causa, consistiu em primeiramente colocar em funcionamento o

conversor step-up controlado pelo mesmo algoritmo – ensaio em malha

fechada, e após este estabilizar em torno do ponto de máxima potência



registou-se o valor da potência gerada pela fonte e o duty-cycle actual.

Seguidamente procedeu-se à realização de outros dois testes em malha

aberta, um em que o duty-cycle aplicado era maior do que o registado para o

ponto de máxima potência no teste em malha fechada, e outro onde o

duty-cycle era menor. Para ambos os casos a potência gerada deverá ser

menor do que a potência máxima atingida no ensaio em malha fechada.

Tendo em conta os pressupostos anteriormente descritos efectuou-se

então o primeiro ensaio em malha fechada, tendo o algoritmo P&O estabilizado

entre 45% e 55% de duty-cycle, tal como mostra a Figura 6.37.

Figura 6.37 – Duty-cycle após estabilização do algoritmo MPPT

Sinal PWM

Corrente

Tensão

Fonte DC

Resistência limitadora

Conversor CC-CC step-up

Carga

Microcontrolador (PIC 18F4431)

MPPT – Perturbação & Observação

Figura 6.36 – Diagrama de blocos do circuito MPPT



Após a estabilização em torno do ponto de máxima potência, procedeu-se

ao registo dos valores de tensão, corrente e respectiva potência da fonte de

tensão CC. A medição da corrente com o osciloscópio digital foi efectuada

através do mesmo processo utilizado na medição da corrente na bobina,

explicado na secção 6.3.1. A Figura 6.38 a) representa a tensão nesse

momento, onde se verifica que esta apresenta o valor de 14,2V, enquanto que

a Figura 6.38 b) apresenta a tensão proporcional à corrente no mesmo ponto e

exibe o valor de 138mV, que dada baixa resistência de medida pode

considerar-se que a corrente tem o valor de 138mA.

Figura 6.38 – Formas de onda no ponto de máxima pot ência a) tensão da fonte CC b) tensão proporcional

O produto da tensão pela corrente permite obter o valor da potência da

fonte de tensão CC, tal como é demonstrado na equação 6.12.

N ∗

N 14,2 ∗ 138 ⇔ N = 1,96

(6.12)

Na etapa seguinte realizou-se os testes em malha aberta, onde qualquer

que fosse o duty-cycle aplicado, a potência deveria ser menor que 1,96W.

Desta forma, alterou-se o sistema de controlo para a geração de um sinal de

PWM fixo, para aplicar ao mosfet, com o duty-cycle de 12,5%, como o sinal

representado na Figura 6.39.



Figura 6.39 – Sinal PWM em malha aberta ( duty-cycle = 12,5%)

A tensão produzida pela fonte CC com este sinal de PWM é a representada

na Figura 6.40 a) e apresenta o valor de 16,0V. Por sua vez a tensão

proporcional à corrente é a apresentada na Figura 6.40 b) e tem o valor de

37,5mV, onde mais uma vez pela baixa resistência de medida considera-se

que a fonte fornece uma corrente de 37,5mA.

Figura 6.40 – Formas de onda em malha aberta ( duty-cycle = 12,5%) a) tensão da fonte CC b) tensão proporcional

Novamente através da equação 6.12 calcula-se o valor da potência,

obtendo-se 0,6W.

Verifica-se assim que a potência em malha aberta com duty-cycle igual a

12,5% é menor que a potência em malha fecha.



N>_o_10=_R_ > N>_o__0/_

1,96 > 0,6

O ensaio seguinte, modificou-se o controlo para a geração de um sinal

PWM com duty-cycle de 88%, Figura 6.41.

Figura 6.41 – Sinal PWM em malha aberta (duty-cycle = 88%)

A tensão para este sinal de PWM é apresentada na Figura 6.42 a) e tem o

valor de 703mV, enquanto que a Figura 6.42 b) mostra a tensão proporcional à

corrente fixada no valor de 130mV, que devido à baixa resistência de medida

considera-se que a corrente da fonte tem o valor de 130mA.

Figura 6.42 – Formas de onda em malha aberta ( duty-cycle = 88%) a) tensão da fonte CC b) tensão proporcional



Através da equação 6.12 determina-se o valor da potência, obtendo-se

0.09W.

Desta forma, verifica-se também que para o ensaio em malha aberta com o

duty-cycle igual a 88% a potência é menor que no ensaio em malha fechada.

N>_o_10=_R_ > N>_o__0/_

1,96 > 0,09

6.5.5. Controlo do Inversor

Para o controlo do conversor de tensão CC-CA foi implementada a técnica

de controlo PWM unipolar, previamente descrita e explicada na secção 4.4.4

relativa ao controlo do inversor com PWM. Para a implementação desta

técnica, foram aproveitadas ao máximo todas as capacidades e recursos

disponibilizados pelo microcontrolador PIC 18F4431 no que concerne à

interacção com sistemas de electrónica de potência.

Como já foi referido anteriormente, o microcontrolador utilizado possui um

módulo PWM que simplifica a tarefa de gerar múltiplos sinais PWM

sincronizados. Desta forma, através do módulo “Power Control PWM Module”

foram gerados quatros sinais PWM em modo complementar, de forma a

controlar o inversor monofásico. O modo complementar permite gerar sinais

simétricos, ou seja, no momento em que um sinal está no nível alto, o seu

complementar está no nível baixo, evitando assim que os dois semicondutores

do mesmo braço estejam ligados simultaneamente. Este módulo de PWM

possibilita também a programação de um dead-time, isto é, a inserção de curto

período de tempo que permite manter ambas as saídas (complementares) de

PWM inactivas, evitando assim a sobreposição de condução nas comutações

que causa curto-circuito.

Criou-se uma tabela com 100 valores para sintetizar um seno, que será

utilizado na comparação com uma onda triangular, onde o valor máximo

admitido no duty-cycle é o valor mais elevado da tabela. De seguida

configurou-se o PWM para uma frequência de comutação de 10kHz e um

dead-time de 5µs. Configurou-se também o timer1 para que este permita uma

actualização do valor do duty-cycle 100 vezes por período (20ms), através da



geração de uma interrupção por overflow do mesmo. Na rotina de serviço à

interrupção será actualizado o valor do duty-cycle, através do método de

controlo com PWM unipolar. No modo Continuous Up/Down Count, usada na

programação da base de tempo do PWM, o microcontrolador internamente

gera a onda triangular, como se pode ver na Figura 6.43 e que é usada na

comparação com a sinusóide.

Figura 6.43 – Modo Continuous Up/Down Count [40]

Os sinais gerados PWM0 e PWM3 gerados pelo microcontrolador são

iguais, enquanto que os respectivos pares complementares PWM1 e PWM2,

também são iguais e são aplicados aos mosfets de acordo com o ilustrado pela

Figura 6.44.

Figura 6.44 – Esquema de ligação do circuito inverso r



Na Figura 6.45 podem ver-se os sinais PWM complementares gerados pelo

microcontrolador em duas saídas PWM para um dos braços do inversor.

Figura 6.45 – Sinais PWM complementares gerados pelo PC

No outro braço são aplicados outros dois sinais, iguais ao par da figura

anterior.

Como anteriormente referido os sinais têm um dead-time de 5µs e pode ser

observado com mais detalhe na Figura 6.46.

Figura 6.46 – Dead-time de 5µs no sinais PWM



6.6. Conclusões

Face à interpretação dos resultados do funcionamento do circuito

conversor de tensão CC-CC step-up, pode concluir-se que este funciona

correctamente e de acordo com o esperado, sendo capaz de elevar para a sua

saída os níveis de tensão colocados na sua entrada. A necessidade de utilizar

uma associação série de condensadores para colmatar a inexistência de um

condensador de valor apropriado nas oficinas de apoio, revelou-se uma

solução, visto que esta alteração não afectou o funcionamento normal do

conversor CC-CC. Foi também necessária a implementação de um circuito

snubber de forma a reduzir os picos de tensão no mosfet e também melhorar o

tempo de turn-off do mesmo com o objectivo de proteger o semicondutor e o

próprio circuito de potência. Ao contrário do que acontece na simulação, o

conversor CC-CC implementado não funciona no modo de condução contínua,

mas sim no limite da condução contínua, uma vez que, a corrente na bobina

vem a zero no final do intervalo de tempo em que o mosfet esteve ligado, tal

como comprovam os resultados apresentados. É de notar a grande

proximidade que há entre os valores dos componentes dimensionados,

utilizados na simulação e usados na montagem.

O circuito inversor desenvolvido e montado é capaz de inverter a tensão de

entrada de uma forma controlada, reproduzindo à sua saída uma tensão de

frequência igual a 50Hz, mas devido ao ruído existente na placa montada e

possivelmente às fontes de tensão CC-CC isoladas utilizadas na unidade de

controlo, este não consegue colocar à sua saída tensões alternadas superiores

a 97V. A montagem deste circuito numa placa PCB (Printed Circuit Board) será

uma boa forma de reduzir o ruído.

O manuseamento e o circuito de ligação dos sensores de tensão e corrente

utilizados para a medição da tensão e corrente do painel solar, mostrou-se

simples e de fácil interpretação.

Toda a unidade de controlo está centrada no microcontrolador utilizado,

PIC 18F4431, sendo este o cérebro de todo o sistema e responsável por todo o

controlo. Também a escolha por este microcontrolador se revelou acertada,

uma vez que para além do seu custo (disponibilizado gratuitamente pelo

fabricante) possui módulos que permitem uma excelente interface com



sistemas de electrónica de potência. A utilização do LCD do telemóvel Nokia

3310 para a interface entre o utilizador e o circuito step-up, permite reciclar o

LCD dando-lhe um novo aproveitamento e utilidade.

Apesar das condições de teste do circuito de controlo MPPT não terem

sido as ideais, devido à ausência de um painel solar, pensa-se que face aos

testes efectuados e apresentados este funciona correctamente, sendo capaz

de detectar o ponto de máxima potência do painel.

Relativamente às unidades de medida e controlo, todos os seus circuitos

foram montados em placas breadboard, não existindo qualquer problema

derivado deste facto. Tendo por base os resultados registados referentes ao

funcionamento de todos os circuitos de controlo, pode concluir-se que todos

eles funcionaram correctamente e de acordo com as perspectivas iniciais.



7. Conclusões e Propostas para Trabalhos

Futuros

7.1. Conclusões

O objectivo primordial desta dissertação de Mestrado residiu na interface

de um painel solar fotovoltaico à rede eléctrica, onde deveriam ser

implementados todos os circuitos electrónicos necessários.

Primeiramente realizou-se um estudo teórico de todos os circuitos e

componentes integrantes do sistema de ligação do painel à rede,

nomeadamente painel fotovoltaico, conversor de tensão CC-CC e CC-CA e

circuito MPPT.

Numa primeira fase, fez-se um estudo do painel solar fotovoltaico de modo

a perceber como este poderia alimentar o sistema a desenvolver. Desta forma,

desenvolveram-se os modelos matemático e eléctrico da célula fotovoltaica, de

maneira a reproduzir as suas curvas características, corrente – tensão e

potência – tensão. Com base na célula fotovoltaica analisou-se o

comportamento do módulo fotovoltaico em função das alterações climatéricas,

ao qual se conclui que a potência fornecida pelo painel diminui com o aumento

da temperatura e aumenta com o aumento da radiação solar, sendo que a

25ºC e 1000W/m2 fornece a potência nominal.

De maneira a desenvolver um controlo MPPT para o conversor CC-CC, foi

feito um estudo teórico de vários algoritmos MPPT. Assim, na tentativa de

seleccionar o que melhor satisfaz as necessidades do projecto,

apresentaram-se os principais métodos de procura do ponto de máxima

potência, através da descrição e análise de cada uma das técnicas. A

ponderação das vantagens e desvantagens de cada uma resultou na adopção

da técnica Perturbação & Observação para a fase da implementação,

essencialmente pela sua facilidade de implementação mas elevada eficiência.

Para a implementação dos circuitos de potência, realizou-se um estudo

aprofundado sobre conversores CC-CC e conversores CC-CA. O objectivo foi

compreender o modo de funcionamento e implementação dos mesmos, a fim



de seleccionar a topologia mais adequada para o trabalho em questão. A

topologia escolhida para o conversor CC-CC foi o step-up, onde se procedeu

também ao dimensionamento dos seus componentes para o modo de

condução contínua. Relativamente ao conversor CC-CA escolheu-se a

configuração full-bridge, pelo facto de, com a mesma tensão no barramento CC

obter-se na sua saída o dobro da tensão relativamente à configuração

half-bridge. A técnica de controlo PWM unipolar foi a eleita para a o controlo do

inversor de tensão na fase de implementação.

Após a conclusão de todas as análises e estudos teóricos iniciou-se a fase

de simulações computacionais, com o intuito de validar a fase prévia de estudo

e pesquisa. Foram simulados o painel solar fotovoltaico, o circuito step-up, o

circuito MPPT e o circuito inversor, e de uma forma geral pode concluir-se que

todos apresentaram resultados satisfatórios. O modelo do painel fotovoltaico

simulado é capaz de reproduzir o correcto funcionamento do mesmo, gerando

as curvas corrente vs tensão e potência vs tensão para diferentes valores de

radiação solar e temperatura. A simulação do conversor de tensão CC-CC

possibilitou a confirmação do correcto dimensionamento dos seus

componentes para o modo de condução contínua e a análise das formas de

onda mais importantes, nomeadamente, tensão de entrada e saída, corrente na

bobine, tensão e corrente no semicondutor de potência. O modelo do circuito

MPPT simulado, com recurso à técnica perturbação & observação, é capaz de

seguir o ponto de máxima potência do painel para diferentes valores de

radiação e temperatura. A simulação do inversor contempla dois modelos, um

com filtro LC e outro sem filtro. Ambos os modelos disponibilizam à sua saída

uma tensão e corrente alternadas de 50Hz.

A implementação prática de todo o sistema foi dividia em três fases

diferentes, unidade de potência, unidade de medida e unidade de controlo. Na

unidade de potência foram implementados, de forma independente, os circuitos

step-up e inversor. Da análise ao funcionamento do step-up conclui-se que este

funciona correctamente quer em malha aberta (duty-cyle fixo), quer em malha

fechada (controlo MPPT). O inversor montado reproduz na sua saída, de forma

controlada, uma tensão alternada com uma frequência de 50Hz, mas devido ao

ruído existente na placa montada, apenas produz correctamente tensões

alternadas de valor máximo 97V. Relativamente à unidade de medida,



conclui-se que a leitura dos valores de tensão e corrente é efectuada de forma

correcta, através dos respectivos sensores de tensão e corrente. A unidade de

controlo, através do microcontrolador PIC 18F4431, faz todo o trabalho de

processamento e comando dos circuitos. A interpretação de todos os testes

efectuados e resultados recolhidos permite concluir que o sistema de controlo

está bem implementado e funciona correctamente.

Apesar de não ter sido efectuada a ligação de todo o sistema à rede

eléctrica, foram implementados e testados todos os circuitos de interface

necessários. Os resultados obtidos em cada um dos circuitos foram os

esperados, exceptuando o circuito inversor, que apesar do seu correcto

funcionamento, não foi conseguido obter à sua saída tensões superiores a 97V,

pelas razões já explicadas.

Numa apreciação global de todo o trabalho, conclui-se que todos os

objectivos foram alcançados com sucesso, exceptuando a realização dos

testes de ligação à rede eléctrica. Os resultados obtidos para os circuitos

implementados, deixam antever boas perspectivas na ligação conjunta à rede

eléctrica.

7.2. Propostas para Trabalhos Futuros

Como proposta para trabalhos futuros apresentam-se a seguir alguns

aspectos relevantes, uma vez que este projecto ainda teria capacidade de

evolução.

Nos testes e ensaios realizados utilizou-se um rectificador em conjunto com

um VARIAC para emular o painel solar fotovoltaico. Como trabalho futuro

apresenta-se como proposta a utilização de um painel solar para alimentar os

circuitos desenvolvidos.

Em relação ao controlo MPPT, sugere-se a implementação de outros

algoritmos de busca do ponto de máxima potência de forma a comparar com o

algoritmo implementado em termos de rendimento.

Sugere-se a montagem de todos os circuitos em placas de circuito

impresso (PCB) com desenho adequado, a fim de reduzir os ruídos

electromagnéticos que possam existir e prejudicar o correcto funcionamento



dos circuitos, substituindo assim os circuitos de potência montados em

veroboards, e os circuitos de controlo implementados em breadboards.

A ligação do sistema completo, alimentado por um ou mais painéis solares,

à rede eléctrica e a realização dos respectivos testes, constitui outra proposta

para trabalho futuro.

Propõe-se ainda o desenvolvimento de um sistema híbrido, para interligar o

sistema fotovoltaico implementado com outro tipo de sistema de energias

renováveis, para que toda a energia produzida fosse injectada na rede

eléctrica.



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cláudio miguel da silva gomes interface de um painel solar...

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