controlo da potência activa injectada na rede por um

Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto

Controlo da Potência Activa Injectada na Rede por um Sistema de Microgeração do Tipo Solar

Paulo André Rodrigues Remelgado

Mestrado Integrado em Engenharia Electrotécnica e de Computadores

Orientador: ProfCo-orientadora

i



Fotovoltaico

Paulo André Rodrigues Remelgado

Dissertação realizada no âmbito do

Mestrado Integrado em Engenharia Electrotécnica e de ComputadoresMajor Energia

Orientador: Professor Doutor Carlos Coelho Leal Monteiro Moreira: Professora Doutora Fernanda de Oliveira Resende

Fevereiro de 2011



Mestrado Integrado em Engenharia Electrotécnica e de Computadores

Carlos Coelho Leal Monteiro Moreira Fernanda de Oliveira Resende

ii

© Paulo André Rodrigues Remelgado, 2011

iii

Resumo

A integração das fontes de energia renovável nas redes de energia eléctrica assume uma

importância cada vez maior no sector eléctrico da União Europeia (UE), na medida em que

contribuem para fazer face ao crescente aumento de consumos e para diminuir o uso

intensivo de combustíveis fósseis na produção de energia eléctrica. Neste sentido, a

comunidade internacional tem desenvolvido esforços para procurar reduzir a dependência dos

combustíveis fósseis e, consequentemente, as emissões de gases com efeito de estufa,

potenciando a integração de produção distribuída nas redes de distribuição e microgeração,

em particular, de baixa e média tensão, de forma eficiente, explorando fontes de energia

renováveis.

A visão das redes inteligentes de energia ou visão Smart Grids preconiza um novo

paradigma de operação das redes de distribuição e permite a integração em larga escala de

produção distribuída nas redes de distribuição de Média Tensão (MT) e unidades de

microgeração nas redes de distribuição de Baixa Tensão (BT), tendo por objectivo mitigar

eventuais impactos dessa integração, perspectivando uma gestão integrada desses recursos.

No que diz respeito à integração de unidades de microgeração nas redes de distribuição

de BT, os sistemas do tipo solar fotovoltaico apresentam um elevado potencial de integração.

No entanto, dado o carácter resistivo das redes de distribuição de BT, a integração de níveis

elevados destes sistemas pode causar problemas de exploração, na medida em que o pico de

produção coincide normalmente com vazios de consumo resultando em problemas de tensão

elevada.

Nesta dissertação apresentam-se soluções para controlo activo da tensão à custa do

controlo da potência activa injectada na rede pelas unidades de microgeração do tipo

fotovoltaico, através da alteração do ponto de funcionamento do painel e da utilização de

equipamento de armazenamento. O desempenho destas funcionalidades de controlo é

avaliado recorrendo a uma ferramenta de simulação dinâmica, o Matlab/Simulink.

v

Abstract

The integration of renewable energy sources in electricity networks assumes an increasing

importance in the electricity sector in the European Union (EU), insofar as they contribute to

cope with the growing consumption and to reduce the intensive use of fossil fuels in the

production of electricity. Therefore, the international community has developed efforts to

seek the reduction of the dependence on fossil fuels and consequently the emissions of

greenhouse gases, promoting the efficiently integration of distributed generation in

distribution networks exploiting renewable energy sources.

The Smart Grid vision allows a new paradigm of operation of distribution networks

resulting from the increasing integration of distributed network resulting from the increasing

integration of distributed generation into the Medium Voltage (MV) distribution networks and

microgeneration units into the Low Voltage (LV) distribution networks, contributing to

mitigate the negative impacts of this integration through active control and management

strategies involving all the active devices (source and responsive loads).

Regarding the integration of microgeneration units into the LV distribution networks,

photovoltaic system has been very promising solutions. However, LV networks are

characterized by low X/R ratios and therefore technical operation problems can arise from

the large scale integration of such systems since the peak generation level happens very often

during the periods of low consumption levels and therefore the local bus voltage will increase

beyond the technical limits.

Therefore, in this thesis control functionalities are proposed in order to control actively

the bus voltages by controlling the active power injected into the LV networks by

Photovoltaic (PV) systems. This can be achieved by changing the operation point of the PV

panel, which is usually derived from the Maximum Power Point Tracking (MPPT) system and by

the use of storage devices such as batteries. The performance of the developed control

functionalities is evaluated using a dynamic simulation tool, the Matlab/Simulink.

vii

Agradecimentos

Venho por este meio agradecer a todas as pessoas que me ajudaram na elaboração da

minha dissertação, que foi sem dúvida uma caminhada difícil mas muito aliciante e

gratificante para o meu futuro.

Agradeço aos meus orientadores, o Professor Doutor Carlos Coelho Leal Monteiro Moreira e

a Professora Doutora Fernanda de Oliveira Resende, a ajuda e o apoio que me

disponibilizaram. Agradeço também a amizade que com eles cultivei.

Congratulo todos os meus colegas pelo apoio e amizade que ao longo destes cinco anos de

faculdade criámos.

Aos meus pais agradeço tudo o que fizeram por mim, o apoio, a dedicação, a

disponibilidade e a excelente relação familiar que contribuiu para a minha educação e

realização profissional. Sem eles nada era possível. Aos meus restantes familiares agradeço

toda a sua preocupação, não esquecendo, no entanto, os que já cá não estão presentes mas

que foram essenciais neste meu caminho. Esta dissertação é dedicada a vocês.

A todas as pessoas que enumerei, o meu muito obrigado por terem estado sempre

presentes.

ix

“Eu não estou longe de ti. Estou sempre um pouco à frente,

para te obrigar a avançar.”

JESUS

xi

Índice

Resumo ............................................................................................ iii

Abstract ............................................................................................. v

Agradecimentos .................................................................................. vii

Índice ............................................................................................... xi

Lista de Figuras ................................................................................. xiv

Lista de Tabelas ............................................................................... xviii

Abreviaturas e Símbolos ....................................................................... xix

Capítulo 1 .......................................................................................... 1

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

1.1 - Enquadramento geral ................................................................................. 1

1.2 - Motivação e objectivos da dissertação ............................................................. 5

1.3 - Estrutura da dissertação .............................................................................. 6

Capítulo 2 .......................................................................................... 7

Sistema de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e as Micro-redes ................................. 7

2.1 - Sistemas fotovoltaicos ................................................................................ 7

2.1.1 - Classificação dos sistemas solares fotovoltaicos ............................................ 8

2.1.2 - Principais componentes dos sistemas fotovoltaicos ligados à rede .................... 10

2.1.2.a - Célula, módulo e gerador fotovoltaico .............................................. 10

2.1.2.b - Inversor .................................................................................... 12

2.1.2.c - Baterias ................................................................................... 13

2.2 - Micro-rede ............................................................................................. 15

2.2.1 - Arquitectura de controlo ...................................................................... 15

2.2.2 - Projecto InovGrid ............................................................................... 17

2.3 - Conclusões ............................................................................................ 18

Capítulo 3 ......................................................................................... 21

Conceitos e Modelos de Sistemas de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e Rede de Distribuição de Baixa Tensão ......................................................................... 21

3.1 - Caracterização e modelização de um sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico ........................................................................................... 21

3.1.1 - Modelo matemático do painel fotovoltaico ................................................ 22

3.1.1.a - Parâmetros do módulo fotovoltaico .................................................. 22

xii

3.1.1.b - Circuito equivalente de uma célula fotovoltaica .................................. 23

3.1.1.c - Curva Característica da célula fotovoltaica ........................................ 24

3.1.2 - Efeitos de factores meteorológicos nas características eléctricas dos módulos fotovoltaicos ............................................................................... 26

3.1.2.a - Influência da variação da radiação ................................................... 26

3.1.2.b - Influência da variação da temperatura .............................................. 27

3.1.3 - Inversor ........................................................................................... 29

3.2 - Estratégia para controlo da tensão nodal com sistema de armazenamento .............. 30

3.3 - Algoritmos de MPPT ................................................................................. 31

3.3.1 - Perturbação e Observação .................................................................... 32

3.3.2 - Condutância Incremental ...................................................................... 34

3.3.3 - Tensão Constante ............................................................................... 35

3.3.4 - Escolha do algoritmo de MPPT ............................................................... 35

3.4 - Implementação de uma rede de baixa tensão com microgeração do tipo solar fotovoltaico em ambiente Maltab/Simulink .................................................... 36

3.4.1 - Sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico ..................................... 36

3.4.1.a - Signal Builder ............................................................................ 37

3.4.1.b - Painel ...................................................................................... 38

3.4.1.c - Inversor e barramento de CC .......................................................... 39

3.4.2 - Rede de baixa tensão .......................................................................... 41

3.4.3 - Canalizações ..................................................................................... 41

3.4.4 - Cargas ............................................................................................. 42

3.4.5 - Rede de distribuição pública ................................................................. 43

3.4.6 - Sistema para controlo da tensão nodal com sistema de armazenamento ............ 43

3.4.7 - Conclusões ....................................................................................... 45

Capítulo 4 ......................................................................................... 47

Funcionalidades de Controlo de Potência Activa em Sistemas de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico ...................................................................................... 47

4.1 - Controlo da potência activa injectada na rede ................................................ 47

4.1.1 - Controlo da potência gerada por alteração no ponto de funcionamento do gerador fotovoltaico ............................................................................. 48

4.1.2 - Controlo por armazenamento de potência excedente em baterias ................... 50

4.1.2.a - Fase de carga ............................................................................ 51

4.1.2.b - Fase de descarga ........................................................................ 52

4.2 - Implementação das funcionalidades de controlo em ambiente Matlab/Simulink ....... 53

4.2.1 - Controlo por alteração no ponto de funcionamento do gerador fotovoltaico ....... 53

4.2.2 - Controlo por armazenamento de potência excedente em baterias ................... 54

4.2.2.a - Fase de carga ............................................................................ 56

4.2.2.b - Fase de descarga ........................................................................ 57

4.3 - Conclusões ............................................................................................ 58

Capítulo 5 ......................................................................................... 59

Resultados ...................................................................................................... 59

5.1 - Rede de distribuição de baixa tensão ............................................................ 59

5.2 - Controlo de potência activa injectada na rede por um sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico .............................................................................. 60

5.2.1 - Impacto dos sistemas de microgeração fotovoltaicos nos perfis de tensão da rede de distribuição de baixa tensão ............................................................ 61

5.2.2 - Controlo dos impactos dos sistemas de microgeração fotovoltaicos nos perfis de tensão da rede de distribuição de baixa tensão ............................................ 65

5.2.2.a - Controlo por alteração do ponto de funcionamento do gerador fotovoltaico ........................................................................................... 65

5.2.2.b - Controlo por armazenamento de potência excedente em baterias ............ 69

5.3 - Conclusões ............................................................................................ 74

Capítulo 6 ......................................................................................... 75

Conclusões e Trabalhos Futuros ............................................................................. 75

xiii

6.1 - Conclusões ............................................................................................ 75

6.2 - Trabalhos futuros .................................................................................... 77

Referências ....................................................................................... 79

Anexo A ............................................................................................ 83

Rede de Distribuição de Baixa Tensão ..................................................................... 83

xiv

Lista de Figuras

Figura 1.1 – Evolução da potência fotovoltaica instalada em Portugal Continental de 2002 a Março de 2010 [3]. .................................................................................... 2

Figura 1.2 – Mudança de paradigma do SEE [8]. ......................................................... 2

Figura 2.1 – Potencial de energia solar fotovoltaica nos países europeus [14]. ................... 8

Figura 2.2 – Aproveitamento da energia solar. .......................................................... 9

Figura 2.3 – Diagrama de blocos de um sistema de microgeração fotovoltaico [16]. ........... 10

Figura 2.4 – Constituição interna de uma célula fotovoltaica típica [17]. ........................ 11

Figura 2.5 – Célula, módulo e painel fotovoltaico. ................................................... 11

Figura 2.6 – Tipologia de um sistema de conversão de energia fotovoltaico. .................... 12

Figura 2.7 – Bateria e seus principais elementos constituintes. .................................... 13

Figura 2.8 – Esquema de um acumulador de chumbo [23]. .......................................... 14

Figura 2.9 – Curvas de descarga das baterias Freedom para diferentes valores de corrente [24]. ..................................................................................................... 14

Figura 2.10 – Arquitectura da Micro-rede [21]. ........................................................ 16

Figura 3.1 – Circuito eléctrico equivalente de uma célula. ......................................... 23

Figura 3.2 – Característica típica I-V e P-V de uma célula solar. ................................... 25

Figura 3.3 – Condição de circuito aberto. .............................................................. 25

Figura 3.4 – Condição de curto-circuito. ................................................................ 26

Figura 3.5 – Curvas características I-V do módulo fotovoltaico BP 4175T sujeito a diferentes radições e uma temperatura constante de 25 oC. ................................. 27

Figura 3.6 – Curvas características I-V do módulo fotovoltaico BP 4175T para diferentes temperaturas e uma radiação constante de 1000 W/m2. ...................................... 28

Figura 3.7 – Sistema de controlo do inversor de um painel solar fotovoltaico. .................. 29

xv

Figura 3.8 – Diagrama de blocos das malhas proporcional e integral do controlo local de tensão com sistema de armazenamento. ......................................................... 31

Figura 3.9 – Curva característica I-V e P-V de uma célula fotovoltaica. .......................... 32

Figura 3.10 – Possíveis casos para o Método Perturbação e Observação. ......................... 33

Figura 3.11 – Fluxograma da técnica Perturbação e Observação. .................................. 33

Figura 3.12 – Curva da condutância da característica P-V. .......................................... 34

Figura 3.13 – Sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico em ambiente Matlab/Simulink. .................................................................................. 37

Figura 3.14 – Signal Builder – Radiação solar incidente no painel. ................................ 38

Figura 3.15 – Bloco representativo da técnica MPPT. ................................................ 38

Figura 3.16 – Interior do bloco Painel. .................................................................. 39

Figura 3.17 – a) Bloco representativo do inversor, b) Interior do bloco inversor. ............... 40

Figura 3.18 – Correntes no condensador do barramento CC. ....................................... 40

Figura 3.19 – Conteúdo do bloco Control. .............................................................. 41

Figura 3.20 – a) Modelo de uma linha em ambiente Matlab/Simulink, b) Impedâncias de fase e neutro da linha. ........................................................................... 42

Figura 3.21 – Modelo da carga monofásica em ambiente Matlab/Simulink. ................. 42

Figura 3.22 – Modelo da rede de serviço público em ambiente Matlab/Simulink. .......... 43

Figura 3.23 – a) Bloco representativo do controlo de tensão, b) Conteúdo do bloco controlo de tensão. ................................................................................... 44

Figura 4.1 – Curva de potência com ponto de funcionamento permitido do gerador fotovoltaico. ........................................................................................... 48

Figura 4.2 – Curva de corrente e novo ponto de operação do gerador fotovoltaico. ........... 49

Figura 4.3 – Fluxograma do algoritmo de controlo de tensão por alteração no ponto de funcionamento. ........................................................................................ 49

Figura 4.4 – Sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico com inserção de baterias. . 50

Figura 4.5 – Trânsito de potências no barramento CC na fase de carga das baterias. .......... 51

Figura 4.6 – Estratégia de cálculo da potência de carga das baterias. ............................ 51

Figura 4.7 – Trânsito de potências no barramento CC na fase de descarga das baterias. ..... 52

Figura 4.8 – Bloco representativo do controlo de tensão. ........................................... 53

Figura 4.9 – Interior do bloco Painel com controlo por alteração no ponto de funcionamento do gerador fotovoltaico. .......................................................... 54

Figura 4.10 – Interior do bloco Painel com controlo por armazenamento de potência excedente em baterias. .............................................................................. 55

xvi

Figura 4.11 – a) Potência de saída, b) Corrente produzida pelo sistema de solar fotovoltaico dentro do bloco Painel implementado em ambiente Matlab/Simulink. ................................................................................. 55

Figura 4.12 – Sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico com inserção de baterias. ................................................................................................ 56

Figura 4.13 – Implementação da fase de carga das baterias dentro do bloco Painel. .......... 56

Figura 4.14 – Implementação da fase de descarga das baterias dentro do bloco Painel. ...... 57

Figura 5.1 – Representação em ambiente Matlab/Simulink da rede de distribuição de BT. ....................................................................................................... 60

Figura 5.2 – Barramento de estudo da rede de BT. ................................................... 61

Figura 5.3 – Radiação solar incidente nos sistemas de microgeração. ............................ 62

Figura 5.4 – Potências entregues à rede pelos microgeradores fotovoltaicos (sem controlo da potência injectada). .............................................................................. 62

Figura 5.5 – Tensão na fase A (sem controlo da potência injectada). ............................. 63

Figura 5.6 – Tensão na fase B (sem controlo da potência injectada). ............................. 63

Figura 5.7 – Tensão na fase C (sem controlo da potência injectada). ............................. 63

Figura 5.8 – Tensão MPPT aos terminais do painel na fase A. ....................................... 64

Figura 5.9 – Potências injectadas na fase A sem controlo e com controlo do ponto de funcionamento. ........................................................................................ 65

Figura 5.10 – Potências injectadas na fase C sem controlo e com controlo do ponto de funcionamento. ........................................................................................ 66

Figura 5.11 – Tensões aos terminais do painel na fase A sem controlo e com controlo do ponto de funcionamento. ............................................................................ 66

Figura 5.12 – Tensões na fase A sem controlo e com controlo do ponto de funcionamento. . 67

Figura 5.13 – Tensões na fase B sem controlo e com controlo do ponto de funcionamento. . 67

Figura 5.14 – Tensões na fase C sem controlo e com controlo do ponto de funcionamento. . 68

Figura 5.15 – Tensões por fase com controlo do ponto de funcionamento. ...................... 68

Figura 5.16 – Potências injectadas na fase A sem controlo e com controlo por armazenamento. ...................................................................................... 69

Figura 5.17 – Potências injectadas na fase B sem controlo e com controlo por armazenamento. ...................................................................................... 70

Figura 5.18 – Potências injectadas na fase C sem controlo e com controlo por armazenamento. ...................................................................................... 70

Figura 5.19 – Potência de carga e descarga das baterias associadas ao painel solar da fase A. ......................................................................................................... 71

xvii

Figura 5.20 – Potência de carga e descarga das baterias associadas ao painel solar da fase C. ......................................................................................................... 71

Figura 5.21 – Tensões na fase A sem controlo e com controlo por armazenamento. ........... 72

Figura 5.22 – Tensões na fase B sem controlo e com controlo por armazenamento. ........... 72

Figura 5.23 – Tensões na fase C sem controlo e com controlo por armazenamento. ........... 73

Figura 5.24 – Tensões por fase com controlo por armazenamento. ............................... 73

Figura 5.25 – Energia nas baterias dos três sistemas de microgeração. ........................... 74

Figura A.1 – Representação da rede de distribuição de BT utilizada para estudo. .............. 83

xviii

Lista de Tabelas

Tabela 3.1 — Características eléctricas do módulo fotovoltaico BP 4175T [31]. ................ 23

Tabela 3.2 — Características mecânicas do módulo fotovoltaico BP 4175T [31]. ............... 23

Tabela 3.3 — Principais características das técnicas de MPPT [37]. ............................... 36

Tabela 3.4 — Potência máxima em função da radiação solar incidente. ......................... 39

Tabela A.1 — Parâmetros característicos das linhas (tipologia RL paralelo). .................... 84

Tabela A.2 — Valores das cargas (tipologia RL série). ................................................ 84

Tabela A.3 — Valores da lookup table que emula a potência de descarga das baterias. ...... 84

xix

Abreviaturas e Símbolos

Lista de abreviaturas A Ampére. Unidade de Sistema Internacional da intensidade de corrente

Ah Ampére hora

AT Alta Tensão. Na rede de distribuição em Portugal corresponde a uma tensão

eficaz superior a 45kV e inferior a 120kV

BT Baixa Tensão. Na rede de distribuição em Portugal corresponde a uma tensão

eficaz inferior a 1kV

CA Corrente Alternada

CC Corrente Contínua

DL Decreto Lei

DMS Distribution Management System (Sistema de Gestão da Rede de Distribuição)

Hz Hertz. Unidade de Sistema Internacional da frequência

LC Load Controller (Controlador de Carga)

kW Kilowatt

MC Micro-source Controller (Controlador de Micro-fonte)

MGCC Micro-Grid Central Controller (Controlador Central de Micro-Rede)

MPP Maximum Power Point (Ponto de Potência Máxima)

MPPT Maximum Power Point Tracker (Técnica de Ponto de Potência Máxima)

MR Micro-Rede

MT Média Tensão. Na rede de distribuição em Portugal corresponde aos níveis de

tensão eficaz superiores a 1kV e inferiores a 45kV

MW MegaWatt

PD Produção Dispersa

PI Proporcional-Integral

p-n positivo-negativo

PNAEE Programa Nacional de Acção para a Eficiência Energética

p.u. “por unidade”

RESP Rede Eléctrica de Serviço Público

RL Resistência-bobina

xx

SEE Sistemas Eléctricos de Energia

STC Standard Test Conditions (Condições de Teste Standard)

TCMA Taxa de Crescimento Média Anual

UE União Europeia

V Volt. Unidade de Sistema Internacional da tensão

1

Capítulo 1

Introdução

O sector eléctrico enfrenta, actualmente, uma série de desafios relacionados com a

sustentabilidade ambiental, fiabilidade e qualidade de fornecimento e aumento de

competitividade. Ao nível das redes de distribuição, surgem novos desafios ao nível da sua

exploração decorrentes do aumento do nível de integração de Produção Dispersa (PD) e

microgeração a partir de fontes de energia renovável, que apresentam um carácter

intermitente, como é o caso da energia eólica e solar.

No caso dos sistemas de microgeração do tipo solar fotovoltaico, devido ao facto de não

existir uma coincidência perfeita entre os diagramas de carga e a potência activa gerada e,

dado o carácter resistivo das redes de Baixa Tensão (BT), poderão surgir problemas de tensão

elevada [1], originando a saída de serviço dos inversores ligados à rede por actuação das

protecções de máximo de tensão.

Assim, o objectivo desta dissertação consiste no desenvolvimento e integração de

funcionalidades de controlo da potência activa gerada pelos sistemas de microgeração do tipo

solar fotovoltaico em função da tensão no ponto de ligação e, consequentemente, na

acomodação local da potência excedente. Para tal, foram seguidas duas abordagens:

alteração do ponto de funcionamento em relação ao ponto correspondente à extracção da

potência máxima e utilização de dispositivos de armazenamento para armazenar a energia

produzida que não poderá ser injectada na rede de modo a manter o perfil da tensão local

abaixo do valor regulamentado.

Em resultado das estratégias desenvolvidas nesta dissertação, o nível de integração de

microgeração proveniente de fontes renováveis nas redes de distribuição de BT poderá ser

aumentado.

1.1 - Enquadramento geral

Portugal é o quarto país da UE com maior peso de fontes de energias renováveis no

consumo eléctrico nacional [2]. Na figura 1.1 pode-se verificar a evolução da potência

fotovoltaica instalada (incluindo microgeração) na última década em Portugal. A energia

fotovoltaica, apesar de apresentar uma TCMA (Taxa de Crescimento Média Anual) entre 2002

2 Introdução

2

e 2009) de 85,9 % [3], tem um peso na potência total instalada de fontes renováveis ainda

baixo, sendo de salientar que cresceu consideravelmente a partir de 2007 com a publicação

do DL 363/2007.

Figura 1.1 – Evolução da potência fotovoltaica instalada em Portugal Continental de 2002 a Março de 2010 [3].

O total da potência instalada em Portugal Continental utilizando recursos renováveis,

atingiu os 9 229 MW, no final de Março de 2010 [3]. Portugal pode ser considerado um país

privilegiado para a utilização em larga escala de energias renováveis, em resultado da sua

elevada exposição solar, de uma rede hidrográfica relativamente densa e de uma extensa

frente marítima que beneficia dos ventos atlânticos [4]. Em Portugal, o Governo estabeleceu

a meta de 31 % do consumo de energia final a partir das renováveis em 2020, o que

corresponde à produção de 60 % de electricidade consumida também a partir de fontes de

energia renovável [5]. A energia fotovoltaica tem ainda um peso residual no sistema eléctrico

nacional: no ano de 2010 respondeu por 0,35 % do consumo nacional. Em 2009, a energia

fotovoltaica abasteceu 0,28 % do consumo eléctrico em Portugal [6].

Nos últimos anos, em resultado do aumento do nível de integração de PD nas redes de

distribuição, tem-se assistido a uma mudança de paradigma no que diz respeito à filosofia de

exploração dos Sistemas Eléctricos de Energia (SEE), tal como ilustrado na figura 1.2.

Figura 1.2 – Mudança de paradigma do SEE [8].

1,5 2,1 2,7 2,9 3,414,5

58,5

115,2122,7

0

40

80

120

160

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Mar-10

Po

tên

cia

fo

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Po

rtu

ga

l C

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tin

en

tal

(MW

)

Ano

Enquadramento geral 3

Tal como se pode observar na figura 1.2, a mudança de paradigma da exploração das

redes eléctricas resulta da passagem de uma concepção de produção centralizada de

electricidade, seguida do transporte e distribuição até aos consumidores, para um modelo em

que existe uma grande componente de PD, situada ao nível das redes de distribuição [7]. Em

resposta a este desafio surge a visão das redes inteligentes de energia, ou Smart Grids [40].

O crescente aumento da ligação de PD nas redes de distribuição pode conduzir ao

aparecimento de alguns problemas técnicos, uma vez que os sistemas eléctricos

convencionais não previam a existência de redes de distribuição activas com trânsitos de

potência bidireccionais. Assim, um dos principais desafios técnicos que necessita de ser

criteriosamente avaliado em resultado da presença de PD nas redes de distribuição, diz

respeito às variações dos perfis de tensão no sistema. Numa rede de distribuição sem PD, a

tensão vai diminuindo desde o posto de transformação até à extremidade de um ramal,

levando a que a tensão nos consumidores seja inferior à tensão no posto de transformação.

Por outro lado, em redes rurais com potências de curto-circuito baixas, a integração de PD

pode alterar significativamente o perfil de tensão das redes eléctricas.

A integração da PD aconteceu, inicialmente, ao nível das redes de distribuição de Média

Tensão (MT), mas tem vindo a ser estendida para as redes de distribuição de Baixa Tensão

(BT), na sequência da integração das unidades de microgeração.

A necessidade de reduzir as emissões de dióxido de carbono na área da geração de

electricidade, os recentes desenvolvimentos tecnológicos no domínio da microgeração e a

reestruturação do mercado de electricidade são os principais factores responsáveis pelo

crescente interesse no uso de microgeração [9]. Os sistemas de microgeração consistem em

instalações que utilizam geradores de baixa potência nominal para produção de energia

eléctrica a partir de fontes renováveis, como é o caso dos sistemas solares fotovoltaicos e do

tipo eólico, ou processos de conversão de combustíveis fósseis de alta eficiência (por

exemplo, micro-cogeração, microturbinas ou células de combustíveis), ligados à rede de

distribuição de BT através de interfaces baseados em conversores electrónicos de potência

(CC/CA ou CA/CC/CA) [4].

O programa PNAEE (Programa Nacional de Acção para a Eficiência Energética [5]), visa

promover a substituição do consumo de energia fóssil por energia renovável, através de uma

maior facilidade de acesso a tecnologias de microgeração de energia eléctrica e de

aquecimento solar de águas quentes sanitárias. Nesse sentido, o governo Português

identificou algumas metas e medidas, das quais se destacam duas referentes ao sector

residencial e serviços: 75 mil lares electroprodutores correspondente a 165 MW de potência

instalada em microgeração em 2015, e 1 em cada 15 edifícios com água quente solar.

A necessidade de aumentar a capacidade de integração de microprodução nas redes de

baixa tensão constitui um dos principais desafios impulsionadores da visão das redes

inteligentes internacionalmente aceite para as redes de energia eléctrica do futuro. Seguindo

uma abordagem baseada na adopção de uma estratégia de controlo activo da potência

injectada em conjunto com a utilização de sistemas de armazenamento para compensar a

variabilidade das fontes renováveis, a visão Smart Grids possibilita a integração de grandes

quantidades de microgeração nas redes de BT. De um modo geral são apontadas as seguintes

vantagens resultantes da integração da microgeração nas redes de BT [10]:

Redução das perdas na rede de distribuição;

Aumentar a fiabilidade do fornecimento de electricidade aos consumidores;

4 Introdução

4

Contribuir para a diminuição da dependência dos combustíveis fósseis;

Diminuição das emissões de gases com efeito de estufa;

Diferimento de investimentos relativos ao reforço e expansão das infra-estruturas

da rede;

Criação de oportunidades para a indústria nacional de bens de equipamento e

componentes para o sector eléctrico;

Gerar um novo cluster industrial e de serviços com impacto positivo na criação de

emprego e no crescimento económico.

O Governo implementou novas condutas e regimes bonificados para a produção de energia

eléctrica, a ser injectada na rede ou a ser gerada para sistemas autónomos [11]. A publicação

do Decreto-Lei (DL) 363/2007 de 2 de Novembro [12], veio estimular o exercício da

actividade de microprodução de electricidade, sendo as instalações de pequena potência a

energia solar as que mais têm motivado os utilizadores a instalarem sistemas de

microprodução em Portugal - cerca de 95% [7]. É de salientar que os sistemas solares não

possuem partes móveis, impactos ambientais, geração de ruídos ou consumo de qualquer tipo

de combustível. No entanto, o DL 363/2007 estabelece alguns limites, entre os quais:

1. Os produtores de electricidade apenas podem injectar na RESP (Rede Eléctrica de

Serviço Público) uma potência inferior a 50 % da potência contratada para a

instalação eléctrica de utilização;

2. O somatório da potência dos registos ligada a um posto de transformação não

pode ultrapassar o limite de 25 % da potência do respectivo posto de

transformação.

3. A unidade ou instalação, monofásica ou trifásica, em baixa tensão, está limitada a

uma potência de ligação de 5,75 kW.

A integração de níveis elevados de microprodução nas actuais redes de BT pode causar

sérios problemas relacionados com o controlo do nível de tensão, podendo provocar a saída

de serviço das unidades de microgeração, além de limitar a capacidade de integração de

microgeração na rede de distribuição de BT em termos de potência instalada.

De modo a contrariar os efeitos indesejados, o actual enquadramento legislativo impõe,

para além dos requisitos de certificação dos inversores, limitações à potência instalada, ao

nível da potência ligada a cada posto de transformação e, em particular, ao nível da potência

de cada instalação.

No entanto, o controlo do nível de tensão em redes com elevada concentração de

microprodutores constitui ainda um desafio importante.

Motivação e objectivos da dissertação 5

1.2 - Motivação e objectivos da dissertação

A larga maioria das unidades de microgeração instaladas nas redes de BT não é adequada

para a ligação directa à rede eléctrica devido às suas características de energia produzida

necessitando assim de conversores de electrónica de potência. Os inversores comercializados

actualmente para ligação à rede de unidades de microgeração, particularmente do tipo solar

fotovoltaico, são controlados para injectarem na rede toda a potência activa que o recurso

primário permite produzir, integrando algoritmos de controlo que asseguram a máxima

extracção de potência do painel em função das condições de radiação e temperatura,

designados na literatura anglo-saxónica por sistemas de Maximum Power Point Tracking

(MPPT). Dada a forte correlação e variabilidade da potência injectada pelas unidades do tipo

solar fotovoltaico, o aumento da penetração destes sistemas para níveis elevados obrigará à

adopção de estratégias de controlo activo da potência injectada para manter as tensões

dentro dos valores regulamentares.

Assim, o objectivo principal desta dissertação consiste no desenvolvimento de algoritmos

de controlo a serem incluídos nos módulos do software de controlo dos conversores

electrónicos de potência utilizados para realizar o interface com a rede eléctrica de BT, com

o objectivo de assegurar o controlo activo da potência injectada na rede e consequentemente

do perfil de tensão local. No entanto, o controlo activo da potência injectada na rede por

unidades de microgeração do tipo solar fotovoltaico implica que o excesso de potência

disponibilizada pela fonte primária seja acomodado localmente, pelo que as funcionalidades

de controlo desenvolvidas envolvem a alteração do ponto de funcionamento e consequente

modificação do algoritmo de MPPT bem como a utilização de soluções de armazenamento de

energia nos períodos em que a potência gerada é superior à potência a injectar na rede de

modo a evitar problemas de tensão elevada. A energia armazenada será posteriormente

injectada na rede quando o perfil de tensão o permitir. A implementação de funcionalidades

de controlo activo da potência injectada e da interacção destas funcionalidades com o

seguidor de potência máxima apresenta consequências benéficas ao nível da eficiência,

segurança de operação e qualidade de serviço das redes de BT, permitindo um aumento

imediato da integração de microgeração.

Para o desenvolvimento destas funcionalidades de controlo foi implementado um modelo

de um sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico em ambiente Matlab/Simulink.

Numa primeira fase, não foram consideradas as funcionalidades de controlo de modo a

estudar o seu comportamento em regime dinâmico quando inserido numa rede de distribuição

de BT com o objectivo de avaliar o impacto nos perfis de tensão da rede. Numa fase

posterior, foram implementadas as estratégias de controlo desenvolvidas e avaliado o seu

desempenho ao nível do controlo da tensão local através do controlo da potência activa

injectada na rede.

Assim, os principais objectivos da dissertação são:

I. Analisar os modelos que representam o comportamento em regime dinâmico

dos sistemas de microgeração do tipo fotovoltaico;

II. Desenvolver um algoritmo que permita controlar a potência activa injectada

na rede por um sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico. O algoritmo

consiste na alteração do ponto de funcionamento do sistema, relativamente ao ponto

correspondente à extracção da potência máxima;

6 Introdução

6

III. Desenvolver funcionalidades de controlo que permitam acomodar localmente

o excesso de potência activa produzida, que não pode ser injectada na rede eléctrica,

recorrendo a sistemas de armazenamento, como baterias;

IV. Avaliar o desempenho e eficácia das soluções de controlo propostas através

da realização de testes utilizando uma plataforma de simulação dinâmica.

A plataforma de simulação dinâmica consiste numa rede de BT, implementada em

Matlab/Simulink e considerada como um sistema trifásico com neutro, integrando

modelos que descrevem o comportamento em regime dinâmico das unidades de microgeração

do tipo solar fotovoltaico consideradas como sistemas monofásicos. A rede de BT permite a

ligação de cargas e unidades de microgeração em cada uma das diferentes fases e o neutro.

1.3 - Estrutura da dissertação

A dissertação é constituída por seis capítulos e um anexo.

Este primeiro capítulo é dedicado à contextualização do problema em estudo e apresenta

os principais objectivos desta dissertação.

O capítulo 2 faz uma descrição do sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico,

nomeadamente segundo a sua classificação e seus componentes constituintes, como módulos

fotovoltaicos, inversor e baterias que no âmbito desta dissertação são utilizados para

acomodar localmente a diferença entre a potência gerada e a potência injectada na rede.

Ainda neste segundo capítulo, explora-se o conceito de micro-rede, em resposta a um dos

principais desafios impulsionadores da visão das redes inteligentes, ou seja, da necessidade

de aumentar a capacidade de integração de microprodução nas redes de baixa tensão.

No capítulo 3 são apresentados os conceitos e os modelos de um sistema de microgeração

do tipo solar fotovoltaico e da rede de distribuição de BT. Os modelos matemáticos permitem

representar de forma adequada o comportamento dos sistemas de microgeração do tipo solar

fotovoltaico com impacto na rede de BT. Ainda neste capítulo, procede-se ao

desenvolvimento de uma plataforma de simulação dinâmica que permita simular as

funcionalidades de controlo arquitectadas no capítulo seguinte.

As funcionalidades de controlo da potência activa por unidades de microgeração do tipo

solar fotovoltaico, em função da tensão no ponto de ligação do inversor são exibidas no

capítulo 4, sendo apresentada a descrição e implementação em ambiente

Matlab/Simulink das funcionalidades desenvolvidas.

O capítulo 5 contempla a avaliação do desempenho das funcionalidades de controlo

desenvolvidas no capítulo anterior, utilizando a plataforma de simulação dinâmica.

O capítulo 6 refere as principais conclusões obtidas no decurso do trabalho, assim como

eventuais possibilidades para trabalhos futuros.

Por último, no anexo A são apresentados os parâmetros eléctricos do sistema de teste

utilizado nesta dissertação.

7

Capítulo 2

Sistema de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e as Micro-redes

No capítulo anterior foi apresentada a alteração de paradigma do sector eléctrico em

resultado na integração de PD na rede de distribuição. Foi também discutido o problema das

tensões elevadas em resultado do aumento do nível de integração de sistemas de

microgeração do tipo solar fotovoltaico, passíveis de ocorrer em períodos onde o diagrama de

carga e produção de energia não são coincidentes. O valor da subida de tensão está

dependente da potência gerada e da localização da unidade de microgeração. Por outro lado,

a intermitência do recurso primário, a radiação solar, tem um impacto significativo nos perfis

de tensão.

A tendência dos últimos anos, com a ligação da PD à rede de uma forma passiva, isto é,

sem oferecer qualquer serviço à rede eléctrica além da geração não controlada de energia

eléctrica, cria sérios problemas e consideráveis limites à capacidade de PD que pode ser

integrada no SEE.

O conceito de Micro-Rede (MR) desenvolvido no âmbito do projecto Europeu MICROGRIDS

[13] representa uma parte fundamental na visão Smart Grids e visa a integração em larga

escala de sistemas de microgeração nas redes de BT através de estratégias de gestão e

controlo apropriadas que asseguram uma coordenação eficiente de todos os elementos

activos envolvidos.

Este capítulo tem o objectivo principal de apresentar as características de um sistema de

microgeração do tipo solar fotovoltaico, segundo a sua classificação e seus componentes

constituintes, como módulos fotovoltaicos, inversor e baterias. Por último, não menos

importante, apresenta-se a visão Smart Grids, que explora o conceito de MR.

2.1 - Sistemas fotovoltaicos

A energia gerada pelo sol é inesgotável no tempo e é, sem dúvida, uma alternativa

energética extremamente promissora para a Humanidade.

8 Sistema de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e as Micro-redes

8

Na figura 2.1 apresenta-se o recurso solar nos diversos países europeus, calculado para

superfícies com a orientação óptima, de forma a captarem o máximo de radiação solar

anualmente.

Figura 2.1 – Potencial de energia solar fotovoltaica nos países europeus [14].

Verifica-se que no caso da Europa, Portugal é um dos países europeus que apresenta

melhores condições de radiação solar e, portanto, um maior potencial para produção de

energia eléctrica em aproveitamento de energia solar.

No entanto, a grande desvantagem reside nos baixos níveis de rendimento de conversão,

sendo necessárias superfícies de tamanho considerável para os aproveitamentos de energia

solar, em particular para os painéis solares fotovoltaicos. No caso de Portugal, os máximos

anuais de captação da radiação solar para sistemas fixos, conseguem-se orientando os

módulos fotovoltaicos a Sul e fazendo um ângulo com a horizontal de cerca de 33º [15].

Espera-se que no futuro o preço dos painéis fotovoltaicos diminua e a sua eficiência

aumente, levando a que os sistemas fotovoltaicos se apresentem como uma fonte de energia

promissora para a humanidade. A energia fotovoltaica é atractiva como fonte de energia

renovável para sistemas de geração distribuída, devido à sua silenciosa operação, instalação

simples e com possibilidade de instalação em meios residenciais.

2.1.1 - Classificação dos sistemas solares fotovoltaicos

A energia solar pode ser convertida em energia útil segundo duas tecnologias:

fotovoltaica e térmica. Os sistemas de microgeração de conversão da energia solar em

energia eléctrica podem ser divididos em sistemas isolados e sistemas para ligação à rede

eléctrica, tal como apresentado na figura 2.2.

Os sistemas isolados são estabelecidos de forma a operar de forma independente da rede

eléctrica, podendo fornecer parte ou

alimentadas em Corrente Contínua

caso necessário o uso de um inversor. As principais aplicações dos sistemas fotovoltaicos

isolados são: bombeamento de água, uso doméstico, iluminação pública, veículos eléctricos,

aplicações militares e espaciais.

remotas e de difícil acesso à rede eléctrica.

Nos sistemas isolados com ar

podendo fornecê-la durante a noite ou em períodos de céu nublado, onde a produção de

energia pelos painéis não satisfaz a exigência energética das cargas.

Neste tipo de sistema é utilizado um regulado

painel fotovoltaico com os seguintes objectivos:

Proteger as baterias contra sobrecargas produzidas pelos módulos fotovoltaicos;

Evitar que as baterias descarreguem acentuadamente devido a consumos

excessivos;

Ajustar a corrente

armazenada com a maior eficácia possível.

Os sistemas ligados à rede

recurso primário permite produzir

principais [16]:

Um painel solar

CC;

Um conversor

nível adequado de tensão no barramento CC

Um inversor responsável por realizar a conversão de corrente contínua para

corrente alternada com um nível de tensão e frequência compatíveis com a rede

de BT;

Ligação à rede

Classificação dos sistemas solares fotovoltaicos

Figura 2.2 – Aproveitamento da energia solar.


podendo fornecer parte ou o total da energia eléctrica produzida

alimentadas em Corrente Contínua (CC) ou em Corrente Alternada (CA), sendo neste último


ados são: bombeamento de água, uso doméstico, iluminação pública, veículos eléctricos,

aplicações militares e espaciais. Os sistemas isolados são largamente utilizados em aplicações

remotas e de difícil acesso à rede eléctrica.

Nos sistemas isolados com armazenamento, as baterias armazenam a en

la durante a noite ou em períodos de céu nublado, onde a produção de

energia pelos painéis não satisfaz a exigência energética das cargas.

Neste tipo de sistema é utilizado um regulador de carga localizado entre as baterias e o

painel fotovoltaico com os seguintes objectivos:



Ajustar a corrente de carga das baterias, garantindo que a sua energia é

armazenada com a maior eficácia possível.

ligados à rede são projectados para injectar na rede toda a energia

recurso primário permite produzir, sendo normalmente composto por cinco componentes

Um painel solar fotovoltaico que converte a energia solar em energia eléctrica

Um conversor CC-CC que eleva o nível da tensão CC à saída do painel para um

nível adequado de tensão no barramento CC do inversor;



Energia Solar

Fotovoltaica

Ligação à rede Isolada

Térmica

Classificação dos sistemas solares fotovoltaicos 9


eléctrica produzida a cargas

, sendo neste último


ados são: bombeamento de água, uso doméstico, iluminação pública, veículos eléctricos,

Os sistemas isolados são largamente utilizados em aplicações

mazenamento, as baterias armazenam a energia produzida,

la durante a noite ou em períodos de céu nublado, onde a produção de

entre as baterias e o



de carga das baterias, garantindo que a sua energia é

são projectados para injectar na rede toda a energia que o

omposto por cinco componentes

fotovoltaico que converte a energia solar em energia eléctrica em

nível da tensão CC à saída do painel para um




10

Controladores digitais que asseguram o controlo da operação dos conversores

electrónicos de potência envolvendo o algoritmo de MPPT que assegura a

extracção máxima de potência do sistema;

Um filtro AC que filtra os harmónicos da tensão/corrente gerados pelo inversor.

A figura 2.3 ilustra o diagrama de um sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico

ligado à rede de distribuição de BT.

Figura 2.3 – Diagrama de blocos de um sistema de microgeração fotovoltaico [16].

No sistema representado na figura 2.3 tem-se que a potência produzida é na sua

totalidade entregue à rede eléctrica pública.

De referir que no âmbito desta dissertação apenas são considerados os sistemas ligados à

rede, pelo que na secção seguinte são apresentados os seus principais componentes.

2.1.2 - Principais componentes dos sistemas fotovoltaicos ligados à rede

A conversão da luz em energia eléctrica é realizada pela célula fotovoltaica através do

efeito fotovoltaico [15]. No entanto, a célula apresenta uma potência manifestamente

insuficiente para a larga maioria das aplicações [17]. Por este motivo, as células são ligadas

em série e paralelo constituindo o módulo fotovoltaico. A energia gerada por uma célula

fotovoltaica é produzida em CC, devendo ser convertida em CA para ser possível a sua

injecção na rede.

Nas secções seguintes é apresentada uma descrição mais detalhada de cada um dos

componentes envolvidos num sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico ligado à

rede.

2.1.2.a - Célula, módulo e gerador fotovoltaico

A célula é uma unidade fundamental de um sistema solar fotovoltaico, sendo responsável

pela conversão directa da radiação solar incidente em electricidade através do efeito

Célula, módulo e gerador fotovoltaico 11

fotovoltaico. A célula solar é feita de um material semicondutor, normalmente de silício, por

este material ser relativamente barato e seguro, e representaram, em 2007, cerca de 89.4 %

do mercado mundial [15].

Uma célula solar, através do processo dopagem do silício, é constituída por uma camada

fina do tipo N (silício dopado com fósforo) e outra camada de maior espessura do tipo P

(silício dopado com boro), com características eléctricas negativa e positiva respectivamente

[17]. Na figura 2.4 pode-se ver a constituição interna de uma célula fotovoltaica. Os

contactos frontais constituem os terminais negativos, e os contactos traseiros constituem os

terminais positivos.

Figura 2.4 – Constituição interna de uma célula fotovoltaica típica [17].

Os raios solares são constituídos por partículas energéticas, denominadas fotões. Com a

incidência de luz na célula, os fotões são absorvidos e a sua energia utilizada para libertar

electrões para condução. Devido ao campo eléctrico, resultante da junção P-N, os electrões

fluem da camada P para a camada N. Através de um condutor externo, a camada negativa é

ligada à camada positiva gerando assim uma corrente eléctrica (fluxo de electrões) [18].

A potência máxima produzida por uma célula é inferior a 2 W, valor insuficiente para a

maioria das aplicações [17]. Neste sentido, as células são agrupadas em série e em paralelo

formando módulos. Um módulo fotovoltaico típico consiste em 36 ou 72 células encapsuladas

numa estrutura [19]. A razão entre a corrente do módulo e a corrente da célula, é dada pelo

número de células ligadas em paralelo, e a razão entre a tensão do módulo e a tensão da

célula corresponde ao número de células ligadas em série [17].

Figura 2.5 – Célula, módulo e painel fotovoltaico.


12

Os módulos também são agrupados em série e paralelo para obter uma maior potência,

formando o painel ou gerador fotovoltaico.

Os módulos fotovoltaicos têm um comportamento eléctrico que deve ser analisado

cuidadosamente, principalmente porque a energia gerada é influenciada por variáveis como

[20]:

Radiação solar;

Temperatura da célula fotovoltaica;

Distribuição espectral da radiação;

Tipo de tecnologia empregada na fabricação das células que compõem o módulo

fotovoltaico.

Na secção 3.1.2, será alvo de estudo a variação das características eléctricas do módulo

fotovoltaico, em resultado de variações da radiação solar e temperatura incidentes.

2.1.2.b - Inversor

Os inversores são conversores electrónicos de potência, que permitem transformar a

energia eléctrica em corrente contínua, produzida pelo gerador fotovoltaico, em energia

eléctrica em corrente alternada, de modo a permitir a entrega da energia produzida na rede

eléctrica pública, nos sistemas solares fotovoltaicos ligados à rede [15]. Neste tipo de

sistemas solares, o inversor funciona como o interface entre o painel e a rede, tal como

apresentado na figura 2.6, envolvendo portanto o conversor CC/CA e o conversor CC/CC

juntamente com o sistema de extracção máxima de potência ou sistemas de MPPT. O sistema

de MPPT é responsável por ajustar a tensão de entrada do conversor CC/CC em função das

condições de radiação e temperatura verificadas no painel através do controlo do conversor

CC/CC.

Figura 2.6 – Tipologia de um sistema de conversão de energia fotovoltaico.

Os sistemas fotovoltaicos com uma potência instalada até 5 kW utilizam geralmente

conversores CC/CA monofásicos que, na Europa, efectuam a conversão de energia de CC para

CA utilizando a tensão e frequência nominais da rede pública de BT, respectivamente 230 V e

50 Hz.

O inversor ou sistema condicionador de potência é a “chave” para o sucesso da operação

do sistema, mas também é um hardware complexo.

Baterias 13

2.1.2.c - Baterias

Nos sistemas ligados à rede, a energia é entregue na sua totalidade à rede eléctrica,

dispensando o uso de baterias. No entanto, no âmbito desta dissertação é considerada a

possibilidade da utilização de baterias de modo a armazenar a potência activa que não pode

ser injectada na rede de modo a evitar problemas de tensão elevada, tal como referido

anteriormente. Ficando o sistema a funcionar sempre no seu ponto de potência máxima,

constitui uma vantagem importante e a salientar.

Uma bateria consiste em uma ou mais células ligadas em série ou paralelo, ou ambos,

dependendo da capacidade de saída desejada em termos de tensão e corrente desejada [21].

Como se apresenta na figura 2.7, os três principais componentes de uma bateria são o

ânodo (eléctrodo negativo), cátodo (eléctrodo positivo) e o electrólito (meio de transferência

de electrões) [21]. No circuito externo à bateria, a corrente eléctrica é proveniente da

circulação dos electrões. Já no seu interior, a corrente resulta da circulação de iões de um

eléctrodo para o outro.

Figura 2.7 – Bateria e seus principais elementos constituintes.

As baterias transformam energia eléctrica em energia química durante a carga, e energia

química em energia eléctrica durante a descarga. As reacções químicas de oxidação-redução

que se processam no seu interior são responsáveis pelo armazenamento ou fornecimento de

energia eléctrica.

Nos sistemas isolados é essencial a utilização de um sistema de armazenamento de

energia. Nesta caso, a energia produzida é utilizada para carregar as baterias enquanto estas

não se encontrarem completamente carregadas, seguindo um processo cíclico, isto é,

recarregam durante o dia e descarregam durante a noite.

As baterias mais utilizadas são as baterias de chumbo-ácido (figura 2.8) devido ao seu

baixo custo, à operação livre de manutenção e às características de alta eficiência [22].

Possuem um eléctrodo negativo de chumbo e um eléctrodo positivo de peróxido de chumbo , imersos numa solução de ácido sulfúrico em água.

Na descarga, ocorre uma transformação de energia química em energia eléctrica, o

eléctrodo de chumbo vai sendo consumido, e transformado em sulfato de chumbo e água:

+ → + , (2.1)


14

Figura 2.8 – Esquema de um acumulador de chumbo [23].

As baterias são essencialmente caracterizadas por dois parâmetros:

Capacidade da bateria;

Tensão nominal.

A tensão nominal está dependente do número de células e, por exemplo, é necessário 14

V para carregar uma bateria de 12 V.

A capacidade da bateria, pode-se definir como a quantidade de energia que esta é capaz

de armazenar ou também como a quantidade de energia que esta é capaz de fornecer quando

está completamente carregada.

A capacidade das baterias é medida em Ampére-hora (Ah). Na figura 2.9 apresenta-se a

curva de descarga da bateria para diferentes valores de corrente. É perceptível que quanto

maior a corrente de descarga, menor será o tempo que a bateria demora a descarregar.

Durante o processo de descarga da bateria, a tensão aos seus terminais vai diminuindo.

Figura 2.9 – Curvas de descarga das baterias Freedom para diferentes valores de corrente [24].

Micro-rede 15

2.2 - Micro-rede

Tal como referido anteriormente, a visão Smart Grids possibilita a integração de grandes

quantidades de microgeração nas redes de BT através de estratégias de controlo activo da

potência injectada em conjunto com a utilização de sistemas de armazenamento. Em

resposta a este desafio, as redes inteligentes de energia exploram o conceito de MR, como

uma peça fundamental no desenvolvimento das futuras redes de distribuição de BT. O

conceito de MR, definido como uma rede de distribuição em BT de pequena dimensão,

engloba sistemas de microgeração muito próximos das cargas, como sistemas eólicos e solar

fotovoltaicos, pilhas de combustíveis, microturbinas a gás, além dos sistemas de

armazenamento de energia que podem incluir baterias de acumuladores, super-

condensadores e volantes de inércia, designados na literatura anglo-saxónica como flywheels

[7].

Os sistemas de produção combinada de calor e electricidade (combined heat and power),

equipados com microturbinas a gás, e associados a caldeiras utilizadas para o aquecimento de

águas sanitárias ou ambiente, constituem uma tecnologia promissora a integrar na MR.

Geralmente, não se encontram unidades síncronas totalmente controláveis numa MR,

responsáveis pelo controlo de tensão e frequência num SEE convencional (balanço entre a

carga e a produção) [9]. Tal implica a utilização de sistemas de armazenamento de energia e

a adopção de conceitos também inovadores para as estratégias de controlo a adoptar, com

particular incidência no controlo dos conversores de electrónica de potência utilizados como

interface entre as unidades de microgeração, incluindo os sistemas de armazenamento, e a

rede [25].

2.2.1 - Arquitectura de controlo

Uma MR pode funcionar em dois modos de operação distintos [9]:

• Modo normal – a MR encontra-se ligada à rede de MT, sendo alimentada ou

injectando alguma quantidade de energia no sistema principal de energia;

• Modo emergência – a MR opera de forma autónoma, numa forma semelhante às

ilhas, quando a desconexão da rede de MT a montante ocorre.

Além dos sistemas de microgeração e de armazenamento, deve existir um sistema de

controlo hierárquico suportado por um sistema de comunicações, para assegurar o

funcionamento coordenado de todos os elementos activos que em conjunto com a infra-

estrutura de rede constituem a MR, tal como apresentado na figura 2.10.


16

Figura 2.10 – Arquitectura da Micro-rede [21].

A MR é controlada e gerida centralmente pelo controlador central de micro-rede,

designado na literatura anglo-saxónica por MicroGrid Central Controller (MGCC), localizado

no lado de BT do transformador de distribuição MT/BT (figura 2.10) [9]. O MGCC integra

diversas funcionalidades destinadas à optimização da operação da MR e assume ainda as

funções de sistema de controlo secundário de frequência no caso da exploração da MR em

rede isolada. O MGCC comunica com os controladores locais situados num nível hierárquico de

controlo mais baixo.

Neste segundo nível de controlo hierárquico, as cargas e as unidades de microgeração

dispõem de controladores locais, designados na literatura anglo-saxónica por Load Controller

(LC) e Microsource Controller (MC), respectivamente. O MC pode ser integrado no interface

de electrónica de potência da micro-fonte, e utiliza informação local e exigências do MGCC

para controlar o microgerador tendo em conta as condições de operação do sistema.

Um adequado funcionamento e controlo de todo o sistema exige comunicação e

interacção entre os referidos níveis de controlo hierárquicos [21]:

O LC e MC, como interfaces para controlar as cargas utilizando o conceito de

interruptibilidade e os níveis de produção de potência activa e reactiva das

micro-fontes;

O MGCC, como um controlador central responsável por uma adequada gestão

técnica e económica da MR de acordo com critérios pré-definidos, providenciando

set-points para o MC e LC.

Além disso, o MGCC pode também comunicar com o Distribution Management System

(DMS), contribuindo para o melhoramento da operação da rede de distribuição de MT. Em

[26] é proposto um algoritmo a ser instalado ao nível do DMS, com o objectivo de controlar as

tensões nas redes de distribuição MT/BT, caracterizadas pela integração em larga escala de

PD ao nível da rede de distribuição de MT e de microgeração ao nível da rede de distribuição

de BT.

A implementação deste conceito inovador, a MR, exige o desenvolvimento de alguns

tópicos com o objectivo de aproveitar todas as suas capacidades, como [27]:

Projecto InovGrid 17

Modelização do comportamento das micro-fontes;

Análise do impacto da inserção destes sistemas nas redes de BT;

Questões relacionadas com qualidade de onda e fiabilidade;

Coordenação de protecções;

Comunicação.

O aumento da capacidade de integração de microgeração a partir de fontes de energia

renovável com carácter intermitente, como é o caso da energia solar e eólica, constitui um

dos principais desafios impulsionadores da visão das redes inteligentes, internacionalmente

aceite para as Smart Grids. A estratégia a seguir para atingir este desafio principal passa pelo

desenvolvimento de funcionalidades de controlo inovadoras e a sua integração nos inversores

de ligação à rede das unidades de microgeração do tipo fotovoltaico, permitindo-lhes

suportar duas filosofias de controlo distintas mas complementares:

Controlo hierarquizado/centralizado – os inversores devem responder a ordens de

comando (set-points de potência activa e de tensão) enviados por um controlador

central;

Controlo descentralizado – o controlo da potência activa a injectar na rede é

realizado de forma autónoma pelos inversores em função do valor da tensão

medida no ponto de ligação do inversor à rede.

A capacidade dos inversores suportarem uma filosofia de controlo

centralizado/hierarquizado permite que estes possam vir a ser integrados nas redes

inteligentes do futuro. O controlo autónomo da potência injectada pode ser explorado como

forma de inteligência local em complemento ao sistema de gestão e controlo baseado numa

filosofia centralizada/hierarquizada.

2.2.2 - Projecto InovGrid

Em Portugal, a visão de futuro das redes inteligentes é materializada através do projecto

InovGrid, promovido pela EDP em parceria com o InescPorto, Efacec, Janz e Lógica,

enquadrado na mudança do paradigma no sector energético a nível mundial. O projecto

baseia-se numa filosofia de controlo coordenado e dota a rede eléctrica de informação e

equipamentos inteligentes capazes de automatizar a gestão da energia.

O InovGrid antecipa a inevitável revolução tecnológica das redes eléctricas inteligentes

com benefícios para todos [28]:

Operador da rede de distribuição – o InovGrid permitirá reduzir os custos de

manutenção da rede e reduzir as perdas técnicas e comerciais (furto de energia

da rede pública);


18

Consumidor/produtor – tem a possibilidade de produção de energia

(microgeração); mais eficiência energética e acesso a novos serviços e formas de

tarifação;

Regulador – aumento da concorrência; mais fiabilidade e qualidade do

fornecimento de energia;

Comercializadores – lançamento de novos serviços e planos de preços inovadores;

mais capacidade de gerir a relação com os clientes;

Economia – redução das emissões de CO2 e ganhos de eficiência energética;

melhor aproveitamento das energias renováveis e redução da dependência de

recursos fósseis; InovGrid pode ser um projecto industrial gerador de emprego e

exportador de tecnologia.

O projecto baseia-se numa arquitectura de controlo hierarquizada semelhante à

arquitectura de controlo da MR e visa o desenvolvimento dos seguintes equipamentos: Energy

Box – equipamentos de contagem, monitorização e gestão da energia, instalados junto dos

clientes de BT; Distribution Transformer Controllers – equipamentos de automação e

monitorização, instalados nos postos de transformação.

Assim, as mudanças determinadas pelo projecto InovGrid vão obrigar a uma “intervenção

na rede de distribuição”, para a dotar de capacidades “de telegestão de energia”, integração

da microgeração e, principalmente, mecanismos de inteligência que estabelecerão uma nova

forma de gestão e controlo da rede, em linha com o conceito de Smart Grids [29].

Tendo em vista uma arquitectura de controlo hierarquizado/centralizado para as redes de

BT do futuro, tal como previsto no projecto InovGrid, deverão ser desenvolvidas

funcionalidades de controlo que permitem ao inversor ajustar a sua potência activa a injectar

na rede em resposta a ordens de comando enviados por uma unidade de controlo central.

2.3 - Conclusões

Neste capítulo descreveu-se a tecnologia de microgeração fotovoltaica, referindo

nomeadamente os seus componentes constituintes.

Integrando grandes quantidades de unidades de microgeração, que ganharam grande

dinâmica com o DL 363/2007, poderão advir problemas ao nível do controlo dos perfis de

tensão, resultando em problemas de tensão elevada, tal como referido anteriormente.

A visão Smart Grids explora o conceito de MR que serviu de base ao desenvolvimento de

estratégias de controlo que permitem uma eficiente integração das unidades de microgeração

nas redes de BT. De modo a dar resposta ao desafio do controlo do nível de tensão em redes

de BT com elevada concentração de microprodutores, pretende-se com esta dissertação

desenvolver funcionalidades de controlo activo da potência injectada. As estratégias

referidas são apresentadas no capítulo 4.

Em Portugal, o projecto InovGrid visa, para além da telecontagem e gestão energética, a

promoção do aumento da eficiência e qualidade de serviço e o aumento da capacidade de

Conclusões 19

integração de microgeração através de uma gestão activa dos equipamentos e da própria rede

[7].

No capítulo seguinte apresentam-se os conceitos e modelos que caracterizam o sistema

visado no presente trabalho, o sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico, além da

rede de distribuição de BT.


20

21

Capítulo 3

Conceitos e Modelos de Sistemas de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e Rede de Distribuição de Baixa Tensão

Nesta dissertação, os sistemas de microgeração fotovoltaicos são modelizados em regime

dinâmico em ambiente Matlab/Simulink e inseridos numa plataforma de simulação, capaz

de simular a operação dinâmica da rede de BT e do sistema de microgeração, de forma a

avaliar o impacto destas mesmas unidades na rede de BT bem como a eficácia e o

desempenho das soluções de controlo implementadas.

Em relação à rede de BT, são apresentados os modelos das canalizações, cargas e rede a

montante. Já para o sistema de microgeração são abordados os seus vários elementos

constituintes, como o modelo do módulo fotovoltaico e as funções de controlo implementadas

pelo interface com a rede baseado em conversores electrónicos de potência, incluindo o

algoritmo de MPPT.

Também nesta secção é apresentada uma breve descrição da estratégia de controlo da

tensão nodal em função da potência activa injectada na rede de BT, no caso da utilização de

sistema de armazenamento, e sua implementação na plataforma de simulação utilizada.

3.1 - Caracterização e modelização de um sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico

A modelização adequada de um sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico é o

primeiro passo necessário para avaliar a sua interacção dinâmica com a rede de BT e o

desempenho das funcionalidades de controlo desenvolvidas no âmbito desta dissertação.

O modelo de um sistema fotovoltaico envolve os modelos constituintes como o painel

fotovoltaico, o sistema de conversão, as baterias e a ligação entre eles, pelo que nas secções

seguintes é apresentada a descrição do modelo matemático de cada um dos componentes de

forma individual.

O módulo fotovoltaico pode ser modelizado como uma fonte de corrente. Nesta secção

apresentam-se os passos que permitem obter a corrente gerada pelo módulo.

22 Conceitos e Modelos de Sistemas de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico e Rede de Distribuição

de Baixa Tensão

22

Ao analisar o comportamento dinâmico de uma rede de BT integrando sistemas de

microgeração do tipo solar fotovoltaico, os inversores são modelizados com base apenas nas

suas funções de controlo, pelo que os fenómenos de comutação, harmónicos e perdas do

inversor são ignorados [21].

3.1.1 - Modelo matemático do painel fotovoltaico

Um painel fotovoltaico, envolvendo um conjunto de módulos, funciona como uma fonte

de corrente, corrente esta que é injectada na rede através do interface baseado em

conversores electrónicos de potência, tal como referido anteriormente. Por sua vez, um

módulo envolve um conjunto de células fotovoltaicas, sendo o modelo do módulo baseado no

modelo da célula. Para um módulo, constituído por um conjunto de células fotovoltaicas, a

modelização de cada célula seria ineficiente [30].

Assim, nesta dissertação, seguindo a abordagem proposta em [17], a célula é

representada por um modelo simplificado – modelo matemático de “Um Díodo e Três

Parâmetros” - apesar de não ser uma representação rigorosa da célula fotovoltaica. O modelo

simplificado caracteriza o comportamento de uma única célula fotovoltaica, considerando o

módulo como uma célula fotovoltaica equivalente.

3.1.1.a - Parâmetros do módulo fotovoltaico

Os valores (tensão em circuito-aberto) e (corrente de curto-circuito) são característicos do módulo, sendo dados fornecidos pelo fabricante para as condições de

referência, além dos valores de e . A capacidade de um módulo fotovoltaico é dada

pela potência de pico (Wp), nas mesmas condições.

As condições de referência (Standard Test Conditions - STC), representadas neste

trabalho pelo índice superior R, são:

Temperatura = 25 = 298,16 !"#$%; Radiação incidente & = 1000 (/*.

A eficiência do módulo fotovoltaico η é a relação entre a potência máxima e a potência da radiação incidente, dada pelo produto entre a área do módulo + e a radiação solar incidente por unidade de superfície &.

η = ,--.×0 , (3.1)

Nas tabelas 3.1 e 3.2 apresentam-se algumas das características eléctricas e mecânicas

do módulo BP 4175T nas condições STC, módulo este considerado nesta dissertação:

Circuito equivalente de uma célula fotovoltaica 23

Tabela 3.1 — Características eléctricas do módulo fotovoltaico BP 4175T [31].

Características eléctricas Unidade Valor P233 Wp 175 I233 A 4,94 V233 V 35,4 I67 A 5,45 V87 V 43,6

Eficiência % 14

Tensão nominal V 24

NOCT % 47

Tabela 3.2 — Características mecânicas do módulo fotovoltaico BP 4175T [31].

Características mecânicas

Número de células em série 72 Número de células em paralelo 1

Tecnologia Monocristalino

3.1.1.b - Circuito equivalente de uma célula fotovoltaica

Na literatura pode-se encontrar diversos modelos que representem uma célula

fotovoltaica. O modelo matemático mais simples de uma célula é o modelo matemático de

“Um Díodo e Três Parâmetros” [17], e pode ser representado através do circuito eléctrico

equivalente da figura 3.1. A fonte de corrente representa a foto-corrente gerada pelo efeito fotovoltaico. A junção P-N está representada por um díodo atravessado por uma

corrente unidireccional 9, semelhante à corrente de um díodo directamente polarizado.

Figura 3.1 – Circuito eléctrico equivalente de uma célula.

Do circuito da figura 3.1 tem-se que a corrente gerada pela célula é dada pela equação 3.2:

= − 9 , (3.2)


de Baixa Tensão

24

A corrente 9 que se fecha através do díodo de junção P-N é dada pela equação 3.3:

9 = × ;! <=<> − 1? = × ;! @<=A> − 1? , (3.3)

Em que:

– Corrente inversa de saturação do díodo (A); – Tensão aos terminais da célula (V);

* – Factor de idealidade do díodo;

B – Potencial térmico (V): B = /C onde é a constante de Boltzmann = 1,38 × 10EF GHI"!J/ !"#$%, a temperatura da célula em Kelvin 0 =273,16 !"#$%, e C a carga do electrão C = 1,6 × 10ELM HI"H*. Paras as condições de referência: B = 25,7 *.

O factor de idealidade do díodo, descrito na equação 3.4, pode ser calculado recorrendo

apenas aos parâmetros característicos do módulo fornecidos pelo fabricante e apresentados

nas tabelas 3.1 e 3.2:

* = N,--O ENPQON>O.ST ULEV,--O

VJWO X , (3.4)

Nas condições de referência, a corrente de saturação do díodo é dada pela equação 3.5:

= YZQO[ <PQO

=.<>OEL , (3.5)

3.1.1.c - Curva Característica da célula fotovoltaica

A característica eléctrica de uma célula fotovoltaica é geralmente representada pela

curva corrente-tensão (I-V). Esta curva representa o comportamento da corrente que atravessa a célula em função da tensão aos seus terminais, para condições pré-

estabelecidas de temperatura e radiação solar.

A curva característica potência-tensão (P-V) do módulo pode ser determinada pela

simples equação = × . As células solares encontram-se maioritariamente ligadas em série até atingir os níveis de

tensão pretendidos. A curva característica de um módulo fotovoltaico é semelhante à de uma

célula fotovoltaica e encontra-se apresentada na figura 3.2.

Curva Característica da célula fotovoltaica 25

Figura 3.2 – Característica típica I-V e P-V de uma célula solar.

Analisando a curva I-V da figura 3.2 verifica-se que no canto superior esquerdo tem-se

uma tensão nula para uma corrente de curto-circuito . No canto inferior direito, a corrente é zero para uma tensão em circuito-aberto . Na mesma figura, a potência é

máxima no “joelho” da curva P-V . A curva característica de um conjunto de módulos fotovoltaicos ligados em série depende

dos parâmetros que caracterizam os mesmos módulos, da tensão aos seus terminais, da

radiação solar incidente e da temperatura das células [15].

Através da curva característica I-V de uma célula fotovoltaica pode-se obter três

parâmetros importantes que caracterizam o dispositivo:

Tensão em circuito aberto \]^ : tensão aos terminais da célula solar em circuito aberto,

tal como apresentado na figura 3.3.

Figura 3.3 – Condição de circuito aberto.

Corrente de curto-circuito _`^ : corrente fornecida pela célula solar quando os seus terminais estão ligados entre si, sendo portanto o valor máximo da corrente de carga, tal

como apresentado na figura 3.4. A corrente é aproximadamente igual à corrente .


de Baixa Tensão

26

Figura 3.4 – Condição de curto-circuito.

Ponto de potência máxima abaa : ponto para o qual o produto da corrente pela tensão é máximo. Está associado uma corrente e uma tensão .

A tensão de circuito aberto e a corrente de curto-circuito são, respectivamente, a

tensão e a corrente máximas e possíveis de serem obtidas de uma célula fotovoltaica, mas

em ambos os pontos a potência de saída é nula.

3.1.2 - Efeitos de factores meteorológicos nas características eléctricas

dos módulos fotovoltaicos

O desempenho de um módulo fotovoltaico está directamente condicionado por dois

factores meteorológicos: intensidade da radiação solar e temperatura do módulo, sendo a

potência produzida alterada em função destes dois factores. Neste sentido, será analisada,

como exemplo, a variação da curva característica I-V do módulo fotovoltaico BP 4175T

perante diferentes valores de radiação solar e temperatura.

3.1.2.a - Influência da variação da radiação

A intensidade de corrente que atravessa um módulo fotovoltaico é proporcional à

radiação solar nele incidente, de acordo com a expressão seguinte:

= × 00O , (3.6)

A figura 3.5 apresenta as curvas características I-V do módulo fotovoltaico em estudo para

diferentes valores de radiação &, considerando uma temperatura constante.

Influência da variação da temperatura 27

Figura 3.5 – Curvas características I-V do módulo fotovoltaico BP 4175T sujeito a diferentes radições e uma temperatura constante de 25 oC.

Pela inspecção da figura 3.5, pode-se concluir que com o aumento da radiação solar:

A corrente de curto-circuito varia linearmente;

A tensão de circuito aberto sofre apenas uma ligeira alteração, excepto para

valores de radiação muito baixos, como acontece numa condição de escuridão,

em que a radiação incidente decresce para valores próximos de zero;

A potência de saída e a eficiência aumentam.

3.1.2.b - Influência da variação da temperatura

Neste caso, a corrente gerada pelo módulo fotovoltaico apresenta um ligeiro aumento

caso ocorra um acréscimo da temperatura da célula fotovoltaica. A tensão da célula é

fortemente influenciada pela temperatura, tal como se pode observar na figura 3.6. É nas

situações de baixas temperaturas e com vários módulos ligados em série que deve existir um

especial cuidado porque podem ocorrer tensões elevadas, superiores ao limite técnico dos

dispositivos. No Verão, onde as temperaturas são elevadas, a potência do módulo pode sofrer

uma redução de 35 % em relação ao seu valor sob as condições de referência, devendo existir

uma adequada ventilação dos módulos de forma a dissipar o excesso de calor.


de Baixa Tensão

28

Figura 3.6 – Curvas características I-V do módulo fotovoltaico BP 4175T para diferentes temperaturas e uma radiação constante de 1000 W/m2.

No caso de ocorrer um aumento da temperatura, tal como é visível na figura 3.6, no

módulo em estudo:

A tensão de circuito aberto diminui;

A corrente de curto-circuito aumenta ligeiramente;

A potência de saída reduz-se.

A corrente inversa de saturação é função da temperatura segundo a equação 3.7:

= × c BBOd × ! ε=´U f<>OE f<>X , (3.7)

Em que:

ε - Hiato de silício: ε = 1,12 !; *´ - factor de idealidade equivalente: *´ = */gh em que gh é o número de

células ligadas em série. Para o módulo em estudo: *´ = 134,61/72 = 1,87.

A partir das equações 3.2 a 3.7, apresentar-se a equação 3.8 que permite calcular a

corrente gerada por um módulo fotovoltaico, em função dos parâmetros fornecidos pelos

fabricantes, da queda de tensão aos seus terminais e da temperatura e radiação incidente no

módulo.

= − × ;! <=<> − 1? = × 00O − j × c BBOdF ! ε=´U f<>OE @k>Xl × ;! @<=A> − 1? , (3.8)

Inversor 29

Finalmente, depois de obtida a corrente gerada por um módulo fotovoltaico, a sua

multiplicação pelo número de ramos que constituem o painel fotovoltaico, permite obter a

corrente gerada por um painel fotovoltaico.

3.1.3 - Inversor

As instalações de microprodução são, geralmente, ligadas à rede através de inversores

que são controlados como fontes de corrente, injectando toda a potência disponibilizada pela

fonte de energia [7], tal como referido anteriormente. O sistema de conversão é considerado

como monofásico sendo o esquema de controlo apresentado na figura 3.7. Na literatura

podem-se encontrar arquitecturas avançadas de controlo do inversor, mas o modelo

seleccionado para este trabalho tem como vantagem a sua simplicidade.

Figura 3.7 – Sistema de controlo do inversor de um painel solar fotovoltaico.

Segundo o sistema de controlo apresentado na figura 3.7, os inversores para ligação à

rede de unidades de microgeração do tipo fotovoltaico são controlados como fontes de

corrente. As componentes normalizadas da corrente $mn e $o[mn, respectivamente em fase e

em quadratura com a tensão terminal do inversor, são determinadas mediante a utilização de

algoritmos de condicionamento de sinal apropriados. A amplitude da componente activa da

corrente $mn é utilizada para determinar a potência activa injectada na rede de modo a

controlar a tensão no barramento CC, mantendo-a no valor de referência definido, ou seja, a

variação da potência produzida no painel solar induz variações de tensão no barramento de

CC que são acomodadas pela resposta do controlador PI-1. De forma semelhante, a amplitude

da componente reactiva da corrente $o[mn é utilizada de forma a permitir o controlo da

potência reactiva injectada pelo inversor, através da actuação do controlar PI-2, sensível ao

erro observado na potência reactiva de saída do inversor relativamente ao valor de

referência. Neste caso, o valor de referência é zero, uma vez que se assume que os sistemas

fotovoltaicos funcionam com factor de potência unitário [9], [27].


de Baixa Tensão

30

3.2 - Estratégia para controlo da tensão nodal com sistema de armazenamento

Tal como referido anteriormente, a estratégia mais simples a adoptar para o controlo de

tensão deve basear-se em informação local, isto é, informação obtida no ponto de ligação do

sistema de microgeração à rede. Caso se verifique que a tensão na rede, aos terminais do

inversor, ultrapassa os valores permitidos, o controlo actuará ao nível do sistema de

microgeração solar fotovoltaico, mediante a redução da potência activa injectada na rede.

Tendo como objectivo uma redução da potência injectada pelo gerador na rede, e no

caso de existir um sistema de armazenamento, deverá actuar um controlo que calcule a

máxima potência activa que pode ser injectada na rede, sem violar os perfis de tensão. A

restante potência activa é acomodada pelo sistema de armazenamento utilizando baterias,

podendo ser injectada na rede posteriormente.

A potência máxima a injectar na rede é determinada com base na seguinte expressão [4]:

pár = µ0 − s − t , (3.9)

Onde:

pár é a potência máxima injectada na rede por cada unidade de microgeração;

µ0 é a potência que efectivamente pode ser injectada na rede por cada unidade

de microgeração;

s é o ganho proporcional do sistema de controlo;

é a tensão terminal da unidade de microgeração;

t é o valor limite de tensão em cada nó da rede (1.1 p.u.).

Naturalmente, esta regra de controlo só actuará quando a tensão terminal do sistema

fotovoltaico ultrapassar o limite regulamentar, ou seja, quando > t. Neste caso, a potência activa a injectar na rede pelo sistema solar fotovoltaico vai sendo reduzida até que

o limite máximo da tensão deixe de ser ultrapassado (1.1 p.u.). Quando < t, o sistema de

controlo não é activado e a potência injectada na rede corresponde à potência máxima

gerada pelo sistema de microgeração solar fotovoltaico para as condições de radiação e

temperatura verificadas no plano do painel.

Trata-se de um sistema de controlo local e autónomo, que consiste em medir a tensão aos

terminais do inversor, comparar o valor medido com um valor desejado (sinal de referência

ou set-point) e determinar o valor máximo da potência a injectar de modo a regular a tensão

aos terminais do inversor para o valor de referência através de um controlador PI, tal como

apresentado na figura 3.8.

Algoritmos de MPPT 31

Figura 3.8 – Diagrama de blocos das malhas proporcional e integral do controlo local de tensão com sistema de armazenamento.

Através da acção de controlo proporcional a saída do controlador PI cresce de forma

proporcional ao erro entre o valor medido da tensão e o valor de referência, não sendo

possível anular o erro em regime permanente.

O objectivo da acção do ganho integral é complementar a acção do ganho proporcional,

permitindo anular o erro em regime permanente. A malha de controlo integral irá forçar a

redução da potência activa, de modo que a tensão seja limitada ao valor regulamentar de

referência.

3.3 - Algoritmos de MPPT

Tal como referido anteriormente, de modo a procurar aumentar a eficiência dos sistemas

solares fotovoltaicos é utilizado um sistema de controlo responsável por assegurar o seu

funcionamento no ponto correspondente à máxima extracção de potência, designado na

literatura anglo-saxónica por Maximum Power Point (MPP).

Geralmente, há apenas um ponto na curva I-V ou P-V, para o qual o sistema fotovoltaico

opera com a máxima eficiência produzindo a potência máxima em função das condições de

radiação e temperatura verificadas na superfície do painel, tal como se pode observar na

figura 3.9 a título ilustrativo para o caso de uma célula fotovoltaica. A localização do MPP

não é conhecida, mas pode ser determinada recorrendo a modelos de cálculo ou por

algoritmos de pesquisa. A utilização deste tipo de algoritmos permite aumentos da potência

gerada de 20 a 30 % [32].


de Baixa Tensão

32

Figura 3.9 – Curva característica I-V e P-V de uma célula fotovoltaica.

A procura do MPP do painel para as condições ambientais determina o sucesso do sistema

fotovoltaico. O controlo MPPT é desafiador porque as condições ambientais que determinam

a quantidade de energia produzida pelo painel mudam constantemente, e a característica I-

V dos painéis solares é fortemente não linear.

Diversos métodos MPPT têm sido desenvolvidos e implementados, de tal forma que a

escolha do método mais apropriado não é uma tarefa fácil. Os métodos variam em

complexidade de implementação, número de parâmetros, número de sensores exigidos,

velocidade de convergência e custo [33].

Na literatura pode-se encontrar vários métodos para sistemas de MPPT desenvolvidos nos

últimos anos, contudo as técnicas mais utilizadas nos sistemas fotovoltaicos de baixo custo

são [33]:

Perturbação e Observação;

Condutância Incremental;

Tensão Constante.

Nas secções seguintes é apresentada uma breve descrição destes métodos.

3.3.1 - Perturbação e Observação

O método Perturbação e Observação (P&O) é uma técnica largamente utilizada nos

sistemas fotovoltaicos comercializados devido à sua fácil implementação. Envolve uma

perturbação na tensão de operação do painel fotovoltaico e a verificação da potência daí

resultante. Por exemplo, ao incrementar a tensão, poderão ocorrer dois casos: A potência

aumenta (figura 3.10 - b) ou a potência diminui (figura 3.10 - d) [37]. Se há um aumento na

potência, a próxima perturbação na tensão deve ser no mesmo sentido para chegar ao MPP,

mas se há uma diminuição da potência, a perturbação deve ser no sentido contrário.

Perturbação e Observação 33

Figura 3.10 – Possíveis casos para o Método Perturbação e Observação.

Na figura 3.11 apresenta-se o fluxograma do algoritmo de controlo associado à técnica

P&O.

Figura 3.11 – Fluxograma da técnica Perturbação e Observação.


de Baixa Tensão

34

Tal como se pode observar na figura 3.11, a implementação do algoritmo envolve a

definição do intervalo de tensão e corrente, correspondentes à gama de operação do sistema

e também a amplitude da perturbação ∆ pela qual a tensão de referência é alterada [35]. Em regime estacionário, o ponto de funcionamento do sistema fotovoltaico oscila em torno

do MPP, originando uma pequena perda de potência disponível [36]. Algumas soluções vêm

sendo propostas para reduzir o número e amplitude das oscilações em torno do MPP em

regime estacionário, mas tendem a reduzir a resposta do algoritmo face a mudanças de

condições atmosféricas, além de reduzirem a eficiência do algoritmo em dias nublados. A

oscilação pode ser minimizada reduzindo o tamanho da perturbação. Se a perturbação for

grande a tensão correspondente ao ponto MPP será encontrada de forma mais rápida mas

também mais instável. Por outro lado, se a perturbação for pequena, o processo da procura

do MPP será lento mas com pequenas oscilações perto do MPP. A solução para este problema

seria ter uma perturbação variável que vai diminuindo de tamanho à medida que se aproxima

do MPP.

3.3.2 - Condutância Incremental

No método Condutância Incremental (CI), o declive da característica P-V é usado para

definir a direcção da perturbação. O declive w/w é zero no ponto MPP, positivo à esquerda do MPP e negativo à direita, tal como apresentado na figura 3.12. Desta forma, o algoritmo

ajusta a tensão do painel fotovoltaico, passo a passo, até w/w ser próximo de zero, onde é

alcançado o MPP.

Figura 3.12 – Curva da condutância da característica P-V.

A derivada da potência em ordem à tensão pode ser escrita como [35]:

xxN = xYNxN = + xNxN + xYxN = + xYxN , (3.10)

Sendo , e a potência, tensão e corrente de saída do módulo fotovoltaico

respectivamente.

Dividindo cada membro da equação 3.10 por tem-se:

LN xxN = YN + xYxN , (3.11)

Tensão Constante 35

A soma da condutância incremental e instantânea / + w/w tem o mesmo sinal que o

declive porque a tensão é sempre positiva.

O objectivo deste algoritmo é encontrar a tensão correspondente ao ponto de operação

para o qual a condutância incremental iguala a condutância instantânea. Quando o MPP é

encontrado, a operação do painel fotovoltaico é mantida nesse ponto até que uma variação

na corrente do módulo seja verificada. Nesse caso, o algoritmo aumenta ou diminui a tensão

do módulo fotovoltaico de modo a encontrar o novo MPP.

Nesta técnica, à semelhança da técnica P&O, deve ser definido o intervalo de tensão e a

amplitude da perturbação. A amplitude da perturbação determina a rapidez com que o MPP é

encontrado. Uma convergência rápida pode ser alcançada com uma perturbação grande, mas

o sistema não irá operar exactamente no MPP e oscilará perto deste. Este método apresenta

uma boa performance para mudanças rápidas das condições atmosféricas [38].

3.3.3 - Tensão Constante

O método da Tensão Constante (TC) é o método mais simples de controlo do sistema de

MPPT. O método baseia-se numa relação linear e independente de condições externas como a

radiação e temperatura, entre os parâmetros e do módulo fotovoltaico:

≈ zL| , (3.12)

onde zL é uma constante de proporcionalidade chamado de factor de tensão e depende

das características do painel fotovoltaico utilizado e é geralmente calculado por meios

empíricos, encontrando-se no intervalo entre 0,71 a 0,78 [37].

Desde que zL seja conhecido, pode ser calculado (equação 3.12) com medido

periodicamente desligando instantaneamente o conversor de potência, com a desvantagem

da perda de potência momentânea. A equação 3.12 é uma aproximação, levando a que o

painel fotovoltaico tecnicamente nunca opere no MPP.

Esta não é uma verdadeira técnica de MPPT, não levando em consideração os efeitos da

variação da temperatura e da radiação, no entanto é um método muito barato e fácil de

implementar.

3.3.4 - Escolha do algoritmo de MPPT

Tal como referido anteriormente, a escolha da técnica a utilizar numa dada aplicação

pode-se tornar uma tarefa complexa, pelo que devem ser analisados vários aspectos a saber:

questões da implementação, número de sensores e parâmetros, velocidade de convergência e

custo. A implementação do algoritmo afecta a decisão, dependendo se é preferível a

utilização de circuitos analógicos ou digitais, sendo que na maioria dos casos a utilização de

implementação analógica é mais barata do que a digital. O número de sensores também deve

ser estudado. Geralmente, é mais fiável medir tensão do que corrente, e os sensores de

corrente são caros e volumosos. Então, a decisão mais comum passa por utilizar métodos que

recorrem apenas a um sensor ou que estimam a corrente a partir da tensão.


de Baixa Tensão

36

Tabela 3.3 — Principais características das técnicas de MPPT [37].

Técnica MPPT Dependente do Painel

Fotovoltaico Analógico ou Digital

Complexidade de Implementação

Parâmetros Medidos

P&O Não Ambos Baixa Tensão, Corrente

CI Não Digital Média Tensão, Corrente

TC Sim Ambos Baixa Tensão

Em [38] é feita uma analise de dez diferentes técnicas de MPPT para condições

atmosféricas diferentes, baseada na quantidade de energia produzida. Neste estudo, o

método de TC é o que apresenta o pior resultado. Por outro lado, os algoritmos P&O e CI

apresentam a melhor eficiência das técnicas analisadas.

Da literatura [37] verifica-se que não existe uma técnica MPPT que seja óptima em todas

as características analisadas. O método CI apresenta a vantagem de ser mais rápido no

processo MPPT que o método P&O. No entanto, tem a desvantagem de a saída poder ser

instável devido ao uso do algoritmo da derivada.

Em sistemas fotovoltaicos utilizados em áreas residenciais, onde o objectivo é minimizar

o tempo de retorno do investimento, é essencial que o método encontre o MPP de forma

rápida e constante. Os métodos utilizados poderão ser: IC e P&O. Neste trabalho, utiliza-se a

técnica P&O na procura do MPP para o painel fotovoltaico. A escolha deve-se principalmente

devido à baixa complexidade de implementação do método e aos bons resultados

apresentados pelo mesmo. É o método MPPT mais utilizado em sistemas fotovoltaicos devido

à sua estrutura simples e reduzido número de parâmetros que é necessário medir [16],[39].

Na secção seguinte são descritos os modelos implementados em ambiente

Matlab/Simulink.

3.4 - Implementação de uma rede de baixa tensão com microgeração do tipo solar fotovoltaico em ambiente Maltab/Simulink

Nas secções 3.1 e 3.2 foram apresentados os princípios de ligação de unidades de

microgeração do tipo solar fotovoltaico à rede de BT, e da respectiva estratégia de controlo

local de tensão. Nesta secção é apresentada a modelização do sistema de microgeração do

tipo solar fotovoltaico em ambiente Matlab/Simulink.

3.4.1 - Sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico

Como referido anteriormente, um sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico é

composto por um conjunto de componentes. Na figura 3.13 apresenta-se um sistema de

microgeração do tipo solar fotovoltaico implementado em ambiente Matlab/Simulink,

constituído pelo painel solar e inversor, tendo como entrada as condições meteorológicas de

Signal Builder 37

temperatura e de radiação. O algoritmo de controlo do sistema de MPPT, responsável por

colocar o painel no ponto de funcionamento correspondente à extracção da potência máxima,

como referido anteriormente, encontra-se inserido no bloco Painel.

Figura 3.13 – Sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico em ambiente Matlab/Simulink.

Em que:

Temperatura – temperatura incidente no painel fotovoltaico. Neste trabalho, a

temperatura assume um valor constante de 298,16 Kelvin;

Radiação – radiação incidente no painel fotovoltaico. Utiliza-se o bloco Signal

Builder do Simulink (/*; Painel – simula o gerador fotovoltaico. Engloba o bloco Stateflow Chart,

responsável por encontrar o MPP, através do método P&O, descrito na secção

3.3.1;

Inversor – engloba o modelo do conversor CC/CA e do correspondente barramento

CC.

3.4.1.a - Signal Builder

Este bloco fornece um sinal numérico contínuo, tal como apresentado na figura 3.14, de

modo a simular a radiação incidente no painel fotovoltaico, necessária para o bloco do Painel

calcular a potência produzida. Através da alteração das coordenadas é possível criar um

regime de radiação, o qual é fornecido como entrada ao bloco Painel, onde existe um ganho

de valor 1000 para que a radiação esteja compreendida no intervalo [0;1000]. Os valores são

meramente exemplificativos.


de Baixa Tensão

38

Figura 3.14 – Signal Builder – Radiação solar incidente no painel.

3.4.1.b - Painel

O bloco Painel tem como entradas a temperatura e a radiação, e como saída a potência

máxima gerada , no caso de não ser necessário proceder à limitação da potência de saída

do sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico. Este bloco engloba o modelo

responsável por colocar o painel a funcionar no MPP, ponto este que permite extrair a

potência máxima do painel. A técnica MPPT é realizada pelo bloco da figura 3.15 e, tal como

referido anteriormente, recorre à técnica P&O cujo diagrama se encontra ilustrado na figura

3.11.

Figura 3.15 – Bloco representativo da técnica MPPT.

Dentro do bloco Painel pode-se alterar o número de módulos fotovoltaicos em série e

paralelo, que constituem o painel fotovoltaico.

Neste trabalho de dissertação foi utilizado o painel solar BP 4175T com uma potência

nominal de 3,5 kW e 2,1 kW. A tabela 3.4 ilustra os valores máximos da potência e da

corrente gerada pelo painel com uma potência nominal de 3,5 kW, constituído por 2 ramos

com 10 módulos fotovoltaicos em série em cada ramo, totalizando 20 módulos, para cada

valor de radiação incidente no sistema, bem como a tensão aos terminais do painel.

Inversor e barramento de CC 39

Tabela 3.4 — Potência máxima em função da radiação solar incidente.

Radiação (W/m2) 1000 800 600 400 300 200

Corrente (A) 10 7,94 5,96 3,92 2,94 1,96

Tensão MPP (V) 350 345 335 325 315 300

Potência painel MPP (W) 3500 2739 1997 1274 926 588

Na figura 3.16 é apresentado o interior do bloco Painel. No lado esquerdo da figura

encontra-se a informação de entrada do sistema (radiação e temperatura incidentes). Do lado

superior direito pode ver-se o barramento CC aos terminais do painel representado através do

condensador, onde é medida a tensão aos terminais do painel solar. Já no lado inferior

direito está o controlo de tensão que consiste num controlador PI que permite manter a

tensão no barramento de CC no valor de referência correspondente à saída do sistema de

MPPT.

Figura 3.16 – Interior do bloco Painel.

3.4.1.c - Inversor e barramento de CC

Como referido anteriormente, é necessário um interface baseado em conversores

electrónicos de potência (CC/CA) para ligar o sistema de microgeração do tipo solar

fotovoltaico à rede. Este inversor ao operar em sincronismo com a rede tem como função

converter a potência extraída do painel solar de corrente contínua para corrente alternada,

sendo esta, posteriormente, injectada na rede [27].

O barramento de CC e o inversor funcionam de forma coordenada com o objectivo de

manter a tensão no barramento de CC num valor de referência. A figura 3.17 ilustra a

representação do inversor em Matlab/Simulink.


de Baixa Tensão

40

a)

b)

Figura 3.17 – a) Bloco representativo do inversor, b) Interior do bloco inversor.

Aplicando a lei dos nós, a divisão de correntes no barramento de CC é dada pela equação

3.13:

$ = $s − $~ , (3.13)

onde $ é a corrente do condensador do barramento de CC, $s é a corrente produzida pelo painel fotovoltaico e $~ a corrente entregue ao inversor.

A implementação da divisão de correntes dada pela equação 3.13 pode ser vista na figura

3.18.

Figura 3.18 – Correntes no condensador do barramento CC.

Na figura 3.19 apresenta-se o interior do bloco Control utilizado para representar o

comportamento em regime dinâmico do inversor.

Rede de baixa tensão 41

Figura 3.19 – Conteúdo do bloco Control.

Na figura 3.19 pode-se observar o condensador do barramento de CC representado pelo

bloco DC-link Capacitor.

3.4.2 - Rede de baixa tensão

A rede de baixa tensão modelizada engloba as linhas (canalizações) de BT, os

barramentos, as cargas e as unidades de microgeração do tipo solar fotovoltaico. A

alimentação das cargas é garantida pelo posto de transformação correspondente.

3.4.3 - Canalizações

As canalizações da rede de BT, sendo trifásicas com neutro, foram modelizadas através

de elementos do tipo RL paralelo. A escolha deste modelo em detrimento de outros modelos,

como o modelo RL série, prende-se com aspectos de simulação. Para ser possível usar este

modelo foi necessário obter uma relação entre ambas as representações, considerando que

em regime permanente terá de existir igualdade de impedâncias em qualquer um dos casos

[4]:

+ " = , (3.14)

Onde:

: representa a resistência da linha no modelo RL série;

: representa a indutância da linha no modelo RL série;

’: representa a resistência da linha no modelo RL paralelo;

’: representa a indutância da linha no modelo RL paralelo;

: é a frequência angular.


de Baixa Tensão

42

Obtendo-se:

= , (3.15)

= , (3.16)

A figura 3.20 ilustra o modelo das linhas e respectivas impedâncias, implementado em

Matlab/Simulink.

a) b)

Figura 3.20 – a) Modelo de uma linha em ambiente Matlab/Simulink, b) Impedâncias de fase e neutro da linha.

3.4.4 - Cargas

Os modelos usados para as cargas monofásicas consistiram num simples ramo RL série,

com impedância constante, tal como apresentado na figura 3.21.

Figura 3.21 – Modelo da carga monofásica em ambiente Matlab/Simulink.

Rede de distribuição pública 43

3.4.5 - Rede de distribuição pública

A rede de distribuição a montante do quadro geral de baixa tensão do posto de

transformação foi representada como uma fonte de potência infinita fornecendo um sistema

trifásico de tensões com neutro acessível, tal como ilustrado na figura 3.22.

Figura 3.22 – Modelo da rede de serviço público em ambiente Matlab/Simulink.

3.4.6 - Sistema para controlo da tensão nodal com sistema de

armazenamento

O bloco de controlo da tensão nodal em função da potência activa injectada na rede

implementado em ambiente Matlab/Simulink é apresentado na figura 3.23:


de Baixa Tensão

44

a)

b) Figura 3.23 – a) Bloco representativo do controlo de tensão, b) Conteúdo do bloco controlo de tensão.

Na figura 3.23 é possível verificar as malhas do controlo proporcional e do controlo

integral usadas para o funcionamento do controlo local, onde:

s é o ganho proporcional; ~ é o controlo integral; t é o valor de referência da tensão; o[x[ e p0 são as variáveis de controlo do controlador.

Pela figura 3.23 - a) verifica-se que a tensão nodal e a potência produzida pelo sistema de

microgeração são as entradas do sistema, e a saída é a potência máxima que o sistema de

microgeração pode injectar na rede de modo a que a tensão nodal não ultrapasse o valor

máximo de 1.1 p.u.. É possível ver ainda um bloco que representa um degrau e um outro

definido como relay. O primeiro foi utilizado para não considerar a influência dos transitórios

nos momentos iniciais da simulação. O segundo, e uma vez que o integrador tem memória,

irá servir para controlar a actuação do controlador integral limpando a sua memória e

limitando as suas condições iniciais.

Conclusões 45

3.4.7 - Conclusões

Sendo o principal objectivo desta dissertação o controlo da potência activa injectada na

rede por um sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico, torna-se necessário

desenvolver um modelo que descreva o comportamento do sistema, possível de ser simulado

em regime dinâmico. O sistema engloba o estudo do painel fotovoltaico, constituído por um

grupo de módulos que, por sua vez envolve um conjunto de células solares e o estudo do

inversor. Em relação à implementação do modelo correspondente ao painel solar em

ambiente Matlab/Simulink, é de referir que este envolveu também a implementação do

algoritmo correspondente ao sistema de MPPT. O inversor foi representado através das suas

funcionalidades de controlo. Com base nestes modelos foram implementadas as

funcionalidades de controlo da tensão local através do controlo activo da potência injectada

na rede.

A compreensão do funcionamento de um sistema de microgeração do tipo solar

fotovoltaico através da simulação dos modelos correspondentes ao painel juntamente com o

sistema de MPPT e a interface electrónica de potência com a rede é essencial para o

desenvolvimento das estratégias de controlo activo da potência injectada propostas no

capítulo seguinte.


de Baixa Tensão

46

47

Capítulo 4

Funcionalidades de Controlo de Potência Activa em Sistemas de Microgeração do Tipo Solar Fotovoltaico

No sentido de desenvolver sistemas de controlo de tensão a implementar ao nível das

redes de BT, permitindo uma integração de unidades de microgeração em larga escala, pode-

se salientar as estratégias de controlo coordenadas e as estratégias de controlo locais.

O facto de as redes de BT serem de difícil caracterização, leva a que as estratégias de

controlo locais venham a ser adoptadas em detrimento das estratégias de controlo

coordenado, apesar de não se apresentarem como uma solução optimizada, pois só usam

informação local. De facto, dotar os inversores de capacidade de controlo autónomo da

potência injectada na rede potencia o aumento da integração de microgeração de forma

imediata, sem necessidade de instalação de equipamento adicional. No entanto, as

funcionalidades de controlo apresentadas neste capítulo permitirão ao inversor ajustar a

potência activa a injectar na rede em resposta a ordens de comando (set-points), enviados

por uma unidade de controlo central ou de forma autónoma, em função do comportamento

da tensão terminal.

No capítulo anterior explorou-se os modelos dinâmicos adoptados para o painel solar e

para as interfaces de electrónica de potência usadas na plataforma de simulação. Neste

capítulo são apresentadas duas estratégias de controlo activo da potência injectada pelos

sistemas de microgeração do tipo solar fotovoltaicos de modo a manter o perfil de tensão

dentro de valores regulamentares.

4.1 - Controlo da potência activa injectada na rede

De seguida são apresentadas duas estratégias de controlo que permitem dotar os sistemas

de microgeração do tipo solar fotovoltaico de capacidade de controlo da potência activa

48 Funcionalidades de Controlo de Potência Activa em Sistemas de Microgeração do Tipo Solar

Fotovoltaico

48

injectada na rede com vista à manutenção de perfis adequados de tensão na rede de

distribuição de BT, tal como referido anteriormente.

4.1.1 - Controlo da potência gerada por alteração no ponto de funcionamento do gerador fotovoltaico

Em condições normais de funcionamento, o painel fotovoltaico encontra-se num ponto de

funcionamento correspondente ao MPP, situado no joelho da curva de potência P-V, sendo o

método P&O a técnica utilizada para o encontrar, tal como referido anteriormente. Sempre

que é necessário limitar a potência injectada na rede pelo facto da tensão ser superior a 1.1

p.u., a perturbação da tensão é forçada a actuar em sentido contrário ao verificado no

algoritmo de MPPT. Assim, ao contrário do funcionamento normal do método P&O, se em

resultado de uma perturbação na tensão há um aumento na potência, a próxima perturbação

deverá ser no sentido contrário. Se há uma diminuição da potência, a perturbação deve ser

no mesmo sentido.

Na figura 4.1, pode-se ver a curva de potência de um sistema de microgeração do tipo

solar fotovoltaico com limitação de potência e indicação do novo ponto de funcionamento em

resultado dessa mesma limitação. Assim, se a tensão apresentar um valor superior a 1.1 p.u.,

o ponto de funcionamento do painel não acompanhará a subida da curva de potência, mas

ficará no ponto assinalado na mesma figura, que corresponde à intersecção da curva de

potência do sistema fotovoltaico, com a recta correspondente à potência activa máxima a

injectar na rede, para a qual o perfil de tensão se mantém abaixo do limite máximo.

Figura 4.1 – Curva de potência com ponto de funcionamento permitido do gerador fotovoltaico.

O sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico recebe informação acerca da tensão

nodal medida no ponto da rede onde se encontra ligado. Se a tensão ultrapassar o limite

estabelecido previamente (1.1 p.u.), o sistema não pode funcionar no ponto de potência

máxima, devendo com isto haver uma limitação da potência activa produzida e,

consequentemente, injectada na rede.

Neste trabalho considerou-se que a carga ligada à rede eléctrica bem como a

temperatura se mantêm constantes. Desta forma, havendo um aumento da radiação solar

incidente, a potência activa gerada irá aumentar e, consequentemente, a potência activa

Potência

Tensão

Curva de Potência

Potência máxima injectada

Ponto de máxima potência

Controlo da potência gerada por alteração no ponto de funcionamento do gerador fotovoltaico 49

injectada na rede, no caso de não ser necessário proceder ao controlo da tensão. Caso

contrário, a funcionalidade de controlo desenvolvida neste trabalho irá reverter o sentido da

técnica MPPT, como referido anteriormente, isto é, medida a tensão nodal, se houver uma

violação do perfil de tensão, o algoritmo MPPT irá variar a perturbação da tensão no sentido

da diminuição da potência. A potência gerada pelo painel solar ficará limitada até que a

radiação solar diminua.

Como ilustrado na curva I-V da figura 4.2, uma redução da potência gerada pelo painel

fotovoltaico, implica uma redução na tensão aos terminais do mesmo.

Figura 4.2 – Curva de corrente e novo ponto de operação do gerador fotovoltaico.

O algoritmo de controlo é apresentado através do fluxograma visualizado na figura 4.3.

Figura 4.3 – Fluxograma do algoritmo de controlo de tensão por alteração no ponto de funcionamento.

Corrente

Tensão

Curva de Corrente

Ponto de máxima potência

Novo ponto de operação


Fotovoltaico

50

4.1.2 - Controlo por armazenamento de potência excedente em baterias

No segundo método de controlo de potência activa proposto, o sistema de microgeração

do tipo solar fotovoltaico recebe um set-point por parte do MGCC ou reage de forma

autónoma em função da tensão na rede através do sistema para controlo da tensão nodal com

sistema de armazenamento, apresentado na secção 3.2. Em ambos os casos é indicada a

potência máxima que pode ser injectada na rede, sendo a diferença entre a potência gerada

e a potência injectada armazenada em baterias ligadas ao barramento CC do inversor. Neste

caso, o sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico tem a vantagem de funcionar

sempre no ponto MPP em resultado da actuação do sistema de MPPT, sendo a energia

armazenada nas baterias entregue à rede quando as condições em termos de perfil de tensão

o permitem.

Na figura 4.4 encontra-se representado o esquema do sistema utilizado para

implementação desta funcionalidade de controlo.

Figura 4.4 – Sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico com inserção de baterias.

Pela figura 4.4 pode-se verificar que em relação ao sistema de microgeração do tipo solar

fotovoltaico para ligação à rede, além da inserção das baterias, também é necessário um

conversor DC/DC, mais propriamente um regulador de carga das baterias, cujas funções

foram referidas anteriormente.

Neste método de controlo, é imperativo arquitectar dois modos de funcionamento para o

controlo em estudo:

Fase de carga – não sendo possível injectar na rede toda a potência produzida

pelo painel fotovoltaico, parte dessa potência é armazenada localmente em

baterias;

Fase de descarga – havendo condições técnicas, analisadas na secção 3.2, as

baterias procedem à sua descarga, sendo injectada a respectiva potência de

descarga juntamente com a potência gerada pelo painel.

Fase de carga 51

4.1.2.a - Fase de carga

A potência que não pode ser entregue à rede eléctrica pública de BT é utilizada para

carregar as baterias, colocadas em paralelo com o barramento de CC. A potência enviada

para as baterias é dada pela equação 4.1:

mn = N − pmr , (4.1)

Onde mn é a potência desviada para as baterias, N a potência gerada pelo painel fotovoltaico e pmr a potência activa máxima dada pelo “Sistema para controlo da tensão

nodal com sistema de armazenamento”. A figura 4.5 mostra o trânsito de potências no

barramento de CC durante a fase de carga das baterias.

Figura 4.5 – Trânsito de potências no barramento CC na fase de carga das baterias.

Pode-se concluir que a potência activa injectada na rede deve ser igual ao valor do set-

point recebido e é dada pela equação 4.2:

~ = pmr = N − mn , (4.2)

onde ~ é a potência enviada para o lado DC do inversor, e que será entregue à rede. Na figura 4.6 mostra-se o diagrama de blocos da estratégia desenvolvida para a fase de carga das

baterias.

Figura 4.6 – Estratégia de cálculo da potência de carga das baterias.


Fotovoltaico

52

O controlador PI utilizado calcula um erro que resulta da diferença entre a potência

gerada pelo painel e a potência máxima permitida para injecção na rede, dada pela equação

4.1. Este erro ∆ é multiplicado por uma constante para obter a parcela referente ao ganho proporcional e paralelamente o erro é multiplicado por uma constante ~ e integrado, para obter a parcela integral. Estas duas parcelas são somadas para obter o valor de

comando, aqui designado por mn. É ainda calculado o valor da energia acumulada nas

baterias, através do simples integral da potência enviada para as mesmas ao longo do tempo.

4.1.2.b - Fase de descarga

A fase de descarga do “Controlo por armazenamento de potência excedente em baterias”

revela-se algo mais complexa que a fase de carga e a energia acumulada pelas baterias é

injectada para a rede. Para que ocorra a descarga é necessário que duas condições se

verifiquem:

A tensão nodal à qual o sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico se

encontre ligado apresente um valor aceitável;

As baterias tenham energia acumulada.

Na figura 4.7 mostra-se o trânsito de potências no barramento de CC na fase de descarga

das baterias.

Figura 4.7 – Trânsito de potências no barramento CC na fase de descarga das baterias.

Como se pode observar na figura 4.7, a potência entregue à rede resulta da soma da

potência gerada pelo painel fotovoltaico com a potência fornecida pelo conjunto das baterias x[. Tem-se então:

~ = N + x[ ≤ pmr , (4.3)

Implementação das funcionalidades de controlo em ambiente Matlab/Simulink 53

Se as baterias dispuserem energia armazenada, estas apenas podem proceder à respectiva

descarga se houver condições a nível das tensões da rede, sendo de frisar que haverá uma

potência adicional além da potência efectivamente produzida pelo painel fotovoltaico.

4.2 - Implementação das funcionalidades de controlo em ambiente Matlab/Simulink

Na secção anterior foram explorados os fundamentos das estratégias para controlo da

potência activa, enquadradas no principal propósito deste trabalho. Já nesta secção é

apresentado a implementação das referidas estratégias em ambiente Matlab/Simulink.

4.2.1 - Controlo por alteração no ponto de funcionamento do gerador fotovoltaico

Este algoritmo de controlo está integrado no bloco Painel. Como se pode ver na figura

4.8. Em comparação com o bloco responsável por encontrar o MPP, explorada em 3.4.1.b), é

adicionada a tensão da rede como entrada ao bloco Chart, através de um bloco From. Desta

forma, o ponto de funcionamento do sistema está dependente da tensão medida aos

terminais do inversor do lado da rede do sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico.

Figura 4.8 – Bloco representativo do controlo de tensão.

Na figura 4.9 pode-se ver as alterações efectuadas ao bloco Painel que inicialmente

permitiria extrair a máxima potência do sistema de microgeração solar fotovoltaico.


Fotovoltaico

54

Figura 4.9 – Interior do bloco Painel com controlo por alteração no ponto de funcionamento do gerador fotovoltaico.

Assim o bloco Painel tem como entradas a radiação solar e a temperatura incidentes e

como saída a potência gerada pelo sistema de microgeração entregue ao inversor n ≤, para o caso da tensão medida aos terminais do sistema de microgeração do tipo solar

fotovoltaico ser superior a 1.1 p.u.. O bloco Chart irá indicar a tensão aos terminais do

painel, que tal como explicado anteriormente, perante uma possível redução da tensão no

painel ocorrerá uma redução da potência gerada e consequentemente da potência injectada

na rede com efeito ao nível da redução do valor da tensão na rede.

4.2.2 - Controlo por armazenamento de potência excedente em baterias

A base do controlo desenvolvido para a implementação por armazenamento de potência

excedente em baterias encontra-se no interior do bloco Painel. Como referido anteriormente,

a potência activa produzida será sempre a máxima possível pelo painel fotovoltaico, sem

qualquer restrição de controlo. O controlo irá incidir na gestão da potência activa que, se não

puder ser injectada na rede, será desviada para as baterias, não implicando um corte na

mesma. Na figura 4.10 apresenta-se as funcionalidades implementadas para o controlo

referido, dentro do bloco Painel.

Controlo por armazenamento de potência excedente em baterias 55

Figura 4.10 – Interior do bloco Painel com controlo por armazenamento de potência excedente em baterias.

Como se pode constatar, o sistema de controlo tem como entrada a potência máxima

passível de ser entregue à rede enviada pelo controlo explorado na secção 3.4.6, a potência

de saída do gerador e a tensão da rede e como saídas a potência enviada para as baterias e

consequentemente a potência que as baterias descarregam.

A potência activa e a corrente produzida pelo painel podem ser visualizadas na figura

4.11.

a) b)

Figura 4.11 – a) Potência de saída, b) Corrente produzida pelo sistema de solar fotovoltaico dentro do bloco Painel implementado em ambiente Matlab/Simulink.

Finalmente, na figura 4.12 apresentam-se as alterações efectuadas ao bloco Painel. O

Painel tem agora duas saídas. A potência máxima produzida pelo painel que poderia ser

entregue à rede, à qual é somada a potência de descarga das baterias, enviada através de um


Fotovoltaico

56

bloco From. Esta saída emula a potência máxima que o sistema poderia entregar à rede

(equação 4.4) e que é enviada ao “Sistema para controlo da tensão nodal com sistema de

armazenamento” já abordado anteriormente.

~[nm_o[x[ = + x[mom , (4.4)

A outra saída diz respeito à potência que é enviada ao inversor para injecção na rede

eléctrica pública, dada pela equação 4.5:

n = + x[mom − mom , (4.5)

Em que x[mom corresponde à potência fornecida pelas baterias para injecção na rede e mom a potência que é enviada para as baterias.

Figura 4.12 – Sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico com inserção de baterias.

De seguida as fases de carga e descarga serão alvo de análises separadas, tal como

efectuado no capítulo 4.1.2.

4.2.2.a - Fase de carga

Na figura 4.13 mostra-se em detalhe a implementação do controlador PI que permite

calcular a potência desviada para o conjunto de baterias instaladas em paralelo com o

barramento de CC do sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico.

Figura 4.13 – Implementação da fase de carga das baterias dentro do bloco Painel.

Fase de descarga 57

A implementação apresentada é a transposição do modelo apresentado em 4.1.2.a) para

ambiente Matlab/Simulink.

4.2.2.b - Fase de descarga

A figura 4.14 exibe em pormenor o controlo que implementa a fase de descarga das

baterias.

Figura 4.14 – Implementação da fase de descarga das baterias dentro do bloco Painel.

Como é possível observar, as baterias apenas procedem à descarga da sua energia

armazenada durante a fase de carga se forem verificadas condições para tal ao nível do perfil

da tensão da rede a montante e se existir energia armazenada nas mesmas. O valor da tensão

da rede é medido e comparado com um valor de referência (1.1 p.u.). Se o valor da diferença

entre as duas tensões for no mínimo 0.04, o que implica que a tensão registada da rede seja

de 1.06 p.u. (equação 4.6), considerou-se que há condições para a descarga da energia

armazenada nas baterias.

∆ = o[ − o[x[ ↔ 0.04 = 1.1 − o[x[ ↔ o[x[ ≤ 1.06 , (4.6)

Recorreu-se ao bloco Relay, para efectuar a implementação da equação 4.6 em ambiente

Matlab/Simulink.

A simulação da descarga de energia das baterias é efectuada por uma Lookup table, que

tendo em conta o estado de carga das baterias, ajusta a taxa de descarga ou seja a potência

injectada na rede pelas baterias.

A corrente injectada no inversor para entrega à rede eléctrica, é alterada com a inserção

das baterias considerando a fase de descarga, tal como se apresenta na equação 4.7:

$~ = $N + $mn , (4.7)


Fotovoltaico

58

4.3 - Conclusões

Neste capítulo foram apresentadas duas funcionalidades de controlo para controlar a

tensão na rede de BT em resultado da limitação da potência injectada pelos sistemas de

microgeração do tipo solar fotovoltaico. A primeira funcionalidade passa por reduzir a

potência gerada pelo painel fotovoltaico, através da alteração do seu ponto de

funcionamento. Na segunda funcionalidade o gerador fotovoltaico produz sempre a máxima

potência possível disponibilizada pelo recurso primário, e se a tensão da rede se encontrar

elevada, a potência excedente é armazenada em baterias.

No capítulo 5 são apresentados os resultados referentes a cada uma das opções de

controlo, tipologia da rede e componentes utilizados na simulação.

59

Capítulo 5

Resultados

Neste capítulo apresentam-se os resultados obtidos com a implementação dos modelos

presentes na secção 3.4 e das funcionalidades de controlo exploradas na secção 4.2. O

desempenho das funcionalidades apresentadas neste trabalho, funcionalidades estas

destinadas a controlar a potência activa injectada por um sistema de microgeração do tipo

solar fotovoltaico, com o objectivo de manter os perfis de tensão adequados, serão

analisadas tendo em conta principalmente, os perfis de tensão da rede de BT e a potência

activa produzida pelo sistema de microgeração. A avaliação da eficácia e desempenho das

soluções de controlo será efectuada utilizando uma plataforma de simulação dinâmica,

implementada em ambiente Matlab/Simulink.

5.1 - Rede de distribuição de baixa tensão

Nesta secção torna-se importante analisar a rede de distribuição de BT utilizada,

nomeadamente a sua topologia, número de barramentos, cargas que alimenta e sistemas de

microgeração. Na figura 5.1 é apresentado o esquema da rede trifásica com neutro acessível

e implementada em ambiente Matlab/Simulink. No anexo A é possível consultar os

parâmetros da mesma.

A rede de BT é constituída essencialmente por dois ramais ou feeders. Num dos feeders

encontram-se ligados três sistemas de microgeração do tipo solar fotovoltaico e no outro mais

dois sistemas. As cargas eléctricas são cinco no total, e estão ligadas em paralelo com os

sistemas de microgeração do tipo solar fotovoltaico. Quer os sistemas de microgeração, quer

as cargas eléctricas são monofásicas.

60 Resultados

60

Figura 5.1 – Representação em ambiente Matlab/Simulink da rede de distribuição de BT.

5.2 - Controlo de potência activa injectada na rede por um sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico

Nesta secção apresentam-se os resultados obtidos considerando as estratégias de controlo

desenvolvidas ao longo do capítulo 4.

Numa primeira fase, será ilustrado o funcionamento do sistema de microgeração do tipo

fotovoltaico, em resposta a uma variação da radiação solar incidente. Serão exibidos os

resultados estando o sistema de microgeração a funcionar no ponto correspondente à máxima

extracção de potência, ou seja, injectando na rede toda a potência activa produzida, não

havendo limite de potência.

Numa segunda fase, serão exibidos os resultados que ilustram o desempenho das

funcionalidades de controlo, no que diz respeito à limitação da potência activa injectada na

rede de modo a evitar problemas de tensão elevada, envolvendo:

A alteração do ponto de funcionamento do sistema (tensão aos terminais do

painel) através do algoritmo de MPPT modificado de modo a reduzir a potência

gerada;

Armazenamento da energia correspondente à potência excedente em baterias.

Impacto dos sistemas de microgeração fotovoltaicos nos perfis de tensão da rede de distribuição de

baixa tensão 61

5.2.1 - Impacto dos sistemas de microgeração fotovoltaicos nos perfis

de tensão da rede de distribuição de baixa tensão

Tal como referido anteriormente, nesta fase de estudos foi considerado que os sistemas

de microgeração do tipo solar fotovoltaico injectam na rede toda a potência que o recurso

primário permite produzir, evidenciando os problemas de tensão elevada em alguns

barramentos da rede considerada. Os resultados dizem respeito ao nó da rede onde estão

ligados três sistemas de microgeração fotovoltaicos, sendo a zona da rede alvo de estudo,

correspondente à apresentada na figura 5.2:

Figura 5.2 – Barramento de estudo da rede de BT.

Tal como se pode observar na figura 5.2, a cada uma das fases encontra-se ligado um

sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico monofásico juntamente com uma carga

monofásica. Os sistemas ligados às fases A e C possuem uma potência nominal de 3,5 kW,

enquanto o sistema ligado à fase B possui uma potência nominal de 2,1 kW.

A variação da radiação solar incidente no plano do painel encontra-se apresentada na

figura 5.3, representando uma das entradas do modelo dos três sistemas de microgeração do

tipo solar fotovoltaico. Os valores são meramente exemplificativos, pretendendo ilustrar uma

situação em que a probabilidade de ocorrerem problemas de tensão elevada é grande.

62 Resultados

62

Figura 5.3 – Radiação solar incidente nos sistemas de microgeração.

A potência produzida por cada uma das unidades de microgeração do tipo solar

fotovoltaico é apresentada na figura 5.4.

Figura 5.4 – Potências entregues à rede pelos microgeradores fotovoltaicos (sem controlo da potência

injectada).

Como seria de esperar, entre os instantes 6 e 15 segundos, perante uma radiação solar

incidente de 1000 W/m2, a potência de saída dos sistemas corresponde aos valores da

potência máxima. No caso dos geradores ligados às fases A e C, os valores das suas potências

geradas coincidem com os valores apresentados na tabela 3.4.

Nas figuras 5.5, 5.6 e 5.7 são apresentados os valores das tensões, em p.u., verificados

em cada uma das fases, na sequência da potência activa injectada por cada sistema solar

fotovoltaico.

5 10 15 20 25 30200

400

600

800

1000

1200

Tempo (s)

Rad

iaçã

o (W

/m2)

5 10 15 20 25 30500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

Tempo (s)

Pot

ênci

a (W

)

P MPPT A

P MPPT B

P MPPT C

Impacto dos sistemas de microgeração fotovoltaicos nos perfis de tensão da rede de distribuição de

baixa tensão 63

Figura 5.5 – Tensão na fase A (sem controlo da potência injectada).

Figura 5.6 – Tensão na fase B (sem controlo da potência injectada).

Figura 5.7 – Tensão na fase C (sem controlo da potência injectada).

5 10 15 20 25 301.02

1.04

1.06

1.08

1.1

1.12

1.14

Tempo (s)

Ten

são

(p.u

.)

Fase A

5 10 15 20 25 301

1.01

1.02

1.03

1.04

1.05

1.06

Tempo (s)

Ten

são

(p.u

.)

Fase B

5 10 15 20 25 301.04

1.06

1.08

1.1

1.12

1.14

1.16

Tempo (s)

Ten

são

(p.u

.)

Fase C

64 Resultados

64

Através da análise das figuras 5.3 a 5.7 pode verificar-se que a variação dos valores das

tensões nas fases segue a variação temporal da radiação solar incidente, isto porque a

potência gerada apresenta uma relação praticamente linear com a radiação solar. Como se

pode observar, em alguns períodos o valor das tensões nas fases A e C ultrapassa o valor de

1.1 p.u., definido como limite para a tensão, períodos esses que coincidem com a maior

produção de potência activa por parte dos sistemas de microgeração do tipo solar

fotovoltaico. Neste sentido, a potência activa injectada na rede pelos referidos sistemas deve

ser controlada de modo a garantir perfis de tensão adequados na rede.

As tensões são diferentes em cada fase porque as cargas monofásicas são diferentes e a

produção também é diferenciada por fase. Neste caso, o sistema de microgeração ligado à

fase B tem uma potência gerada inferior aos sistemas ligados às restantes fases, o que não

conduz a elevações de tensões proibitivas. O valor da carga ligada na fase C é inferior ao

valor da carga na fase A, originando uma tensão superior na fase C.

Na figura 5.8 pode-se observar a tensão aos terminais do painel na fase A, em resultado

da alteração do algoritmo de MPPT.

Figura 5.8 – Tensão MPPT aos terminais do painel na fase A.

Na sequência da variação do valor da radiação solar incidente, o algoritmo MPPT procura

um novo ponto de operação que permite ao painel solar extrair a máxima potência

disponibilizada pelo recurso primário. Como seria de esperar, havendo a título de exemplo

um aumento na radiação (instante 5 segundos), a tensão MPP aos terminais do painel também

irá aumentar. Assim, tal como analisado no ponto 3.1.2.a), a potência gerada pelo painel

solar irá aumentar. Conclui-se que o algoritmo MPPT implementado nesta dissertação,

permite que o sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico adapte o seu ponto de

funcionamento em função da radiação solar incidente no painel com sucesso.

No entanto, o controlo MPPT apresenta um ligeiro atraso na procura do ponto de

funcionamento correspondente à extracção da potência máxima. Uma optimização da

amplitude da perturbação da tensão, permitiria diminuir o atraso na busca do MPP.

5 10 15 20 25 30320

330

340

350

360

Tempo (s)

Ten

são

(V)

V painel A

Controlo dos impactos dos sistemas de microgeração fotovoltaicos nos perfis de tensão da rede de

distribuição de baixa tensão 65

5.2.2 - Controlo dos impactos dos sistemas de microgeração

fotovoltaicos nos perfis de tensão da rede de distribuição de baixa

tensão

Como se pode constatar na secção anterior, não havendo limitação da potência activa, os

valores da tensão nodal registam valores proibitivos, podendo até pôr em causa a qualidade

de serviço na rede de distribuição [4]. Surge a necessidade de criar estratégias de controlo,

apresentadas no capítulo 4, que de um modo eficaz e viável permitam solucionar o problema

das tensões elevadas.

5.2.2.a - Controlo por alteração do ponto de funcionamento do gerador

fotovoltaico

Nesta subsecção é avaliado o impacto da funcionalidade de controlo desenvolvida

baseada na alteração do ponto de funcionamento do painel de modo a que a potência activa

produzida deixe de corresponder à potência máxima para as condições de radiação que

resultem em problemas de tensão elevada.

Inicialmente, será efectuada uma comparação entre a potência máxima produzida por

cada sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico e a potência verdadeiramente

injectada na rede, limitada pela funcionalidade de controlo em questão. De seguida, será

analisada a tensão aos terminais do painel funcionando no ponto de potência máxima e

também a mesma tensão mas com uma acentuada diminuição, fruto da actuação do controlo.

Por último, serão apresentadas as evoluções temporais das tensões da rede por fase de modo

a apurar se os seus valores não excedem o limite de 1.1 p.u., garantindo o sucesso da

funcionalidade de controlo implementada.

Nas figuras 5.9 e 5.10 pode-se efectuar uma comparação entre a potência máxima que

pode ser gerada pelo respectivo sistema de microgeração e a potência efectivamente

injectada na rede, em consequência do controlo implementado, nas fases A e C.

Figura 5.9 – Potências injectadas na fase A sem controlo e com controlo do ponto de funcionamento.

5 10 15 20 25 30500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

Tempo (s)

Pot

ênci

a (W

)

sem controlo Fase A

com controlo Fase A

66 Resultados

66

Figura 5.10 – Potências injectadas na fase C sem controlo e com controlo do ponto de funcionamento.

Tal como se pode observar nas figuras 5.9 e 5.10, a alteração do ponto de funcionamento

do painel resultou numa diminuição da potência gerada para as condições de radiação que

permitem a injecção da potência nominal destes sistemas de microgeração do tipo solar

fotovoltaico. No entanto, o tempo de actuação desta funcionalidade de controlo resulta num

atraso de cerca de 2 segundos. Pouco depois dos 15 segundos, a potência injectada na rede

volta a acompanhar a potência máxima produzida pelo painel solar para as novas condições

de radiação incidente.

Na figura 5.11 pode-se visualizar a tensão aos terminais do painel ligado à fase A.

Figura 5.11 – Tensões aos terminais do painel na fase A sem controlo e com controlo do ponto de funcionamento.

Em resultado do controlo da potência injectada na rede por actuação da funcionalidade

que altera o ponto de funcionamento do painel solar de modo a diminuir a potência gerada

por este no instante 6 segundos, a tensão na rede baixou. Na figura 5.11 pode-se verificar

que o valor da tensão aos terminais do painel solar, fruto da actuação do controlo em estudo,

começa a diminuir pouco depois dos 5 segundos, e só estabiliza perto dos 7 segundos. Neste

5 10 15 20 25 30500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

Tempo (s)

Pot

ência

(W)

sem controlo Fase C

com controlo Fase C

5 10 15 20 25 30220

240

260

280

300

320

340

360

Tempo (s)

Ten

são

(V)

sem controlo V painel A

com controlo V painel A

Controlo por alteração do ponto de funcionamento do gerador fotovoltaico 67

sentido, a actuação do controlo por alteração do ponto de funcionamento, apresenta um

ligeiro atraso, permitindo que a tensão da rede possa eventualmente ultrapassar o valor

limite estabelecido.

De referir que na figura 5.11 apresenta-se a tensão aos terminais do painel fotovoltaico,

constituído por 10 módulos em cada série, sendo portanto a redução de tensão aos terminais

de cada módulo, de modo a limitar a potência injectada na rede, de cerca de 8,3 V. Depois

dos 15 segundos, deixa de haver necessidade de reduzir a tensão aos terminais do painel

solar, e a partir dos 16 segundos (o sistema apresenta um atraso), a tensão aos seus terminais

tende a igualar a tensão MPP. O aumento da tensão do painel é gradual e demora cerca de 9

segundos (dos 16 aos 25 segundos). Poderia aumentar-se a convergência, optimizando os

intervalos presentes no Stateflow Chart do painel.

Nas figuras 5.12, 5.13 e 5.14 apresentam-se as tensões da rede em p.u. nas três fases em

estudo.

Figura 5.12 – Tensões na fase A sem controlo e com controlo do ponto de funcionamento.

Figura 5.13 – Tensões na fase B sem controlo e com controlo do ponto de funcionamento.

5 10 15 20 25 301.02

1.04

1.06

1.08

1.1

1.12

1.14

Tempo (s)

Ten

são

(p.u

.)

sem controlo Fase A

com controlo Fase A

5 10 15 20 25 301

1.01

1.02

1.03

1.04

1.05

1.06

1.07

1.08

Tempo (s)

Ten

são

(p.u

.)

sem controlo Fase B

com controlo Fase B

68 Resultados

68

Figura 5.14 – Tensões na fase C sem controlo e com controlo do ponto de funcionamento.

Como é possível observar, o controlo da potência activa injectada na rede através da

alteração do ponto de funcionamento do painel de modo a reduzir a potência gerada resultou

efectivamente no controlo da tensão na rede, limitando-a ao valor de 1.1 p.u. especificado

como referência. Nas fases A e C, onde se verificou que os perfis de tensão ultrapassavam o

limite de 1.1 p.u., é efectuado o controlo da potência activa, alterando o ponto de

funcionamento do sistema e com isto a respectiva tensão aos terminais do painel. Mais uma

vez de referir que o controlo desenvolvido nesta subsecção apresenta um ligeiro atraso de

cerca de 2 segundos, levando a que a tensão chegue mesmo a ultrapassar o valor limite

durante um pequeno período, em resultado dos tempos de actuação da funcionalidade de

controlo implementada.

Na figura 5.15 observam-se as tensões nas três fases do barramento em estudo. Pode-se

verificar que as tensões são controladas de forma dinâmica onde, à excepção de um ligeiro

atraso, as tensões não se elevam acima dos 1.1 p.u..

Figura 5.15 – Tensões por fase com controlo do ponto de funcionamento.

5 10 15 20 25 301.04

1.06

1.08

1.1

1.12

1.14

Tempo (s)

Ten

são

(p.u

.)

sem controlo Fase C

com controlo Fase C

5 10 15 20 25 301

1.02

1.04

1.06

1.08

1.1

1.12

1.14

Tempo (s)

Ten

são

(p.u

.)

Fase A

Fase B

Fase C


5.2.2.b - Controlo por armazenamento de potência excedente em baterias

Neste ponto considera-se a existência de um sistema de armazenamento de potência, que

permite acomodar localmente o excesso de potência activa produzida pelo sistema de

microgeração do tipo solar fotovoltaico e que não pode ser injectada na rede, pois conduziria

a perfis de tensão elevada. De salientar que o sistema de microgeração solar fotovoltaico

funciona sempre no ponto correspondente à extracção de potência máxima.

Nesta subsecção, e à semelhança da subsecção anterior, inicialmente será efectuada uma

comparação entre a potência activa máxima gerada por cada sistema de microgeração do

tipo solar fotovoltaico e a potência efectivamente entregue na rede, limitada pela

funcionalidade de controlo em estudo. Seguidamente, será alvo de estudo a potência

entregue às baterias, fruto da limitação de potência activa que pode ser injectada na rede, e

que numa fase posterior permite que essa mesma potência armazenada possa ser injectada

na rede. Também se ilustrará a evolução temporal da energia disponível nos sistemas de

armazenamento. Por fim, serão exibidas as evoluções temporais das tensões da rede com o

objectivo de verificar se os valores não ultrapassam o limite estabelecido de 1.1 p.u. e que

garante o sucesso da funcionalidade de controlo por armazenamento de potência excedente

em baterias.

De referir que neste ponto se estendeu o tempo de simulação em ambiente

Matlab/Simulink até aos 50 segundos.

Nas figuras 5.16, 5.17 e 5.18, apresentam-se as figuras que permitem comparar a

potência máxima produzida por cada sistema de microgeração do tipo solar fotovoltaico e a

potência que é verdadeiramente injectada na rede de distribuição em BT, em resultado da

actuação do controlo implementado, nas fases A, B e C.

Figura 5.16 – Potências injectadas na fase A sem controlo e com controlo por armazenamento.

5 10 15 20 25 30 35 40 45 50500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

Tempo (s)

Pot

ênci

a (W

)

sem controlo Fase A

com controlo Fase A

70 Resultados

70

Figura 5.17 – Potências injectadas na fase B sem controlo e com controlo por armazenamento.

Figura 5.18 – Potências injectadas na fase C sem controlo e com controlo por armazenamento.

Tal como se pode verificar nas figuras 5.16 e 5.18, em resultado do controlo da potência

injectada na rede por armazenamento de potência excedente em baterias, a potência gerada

pelos painéis solares ligados às fases A e C não é injectada na sua totalidade na rede.

Analisando a fase A, entre os instantes 6 e 15 segundos, instante onde ocorre a incidência

máxima de radiação solar, verifica-se uma diminuição de potência entregue à rede, a qual é

desviada para as baterias, devido à actuação do controlo por armazenamento de potência.

Numa fase posterior, entre os instantes 16 e 37 segundos, perante uma diminuição de

radiação solar incidente no painel solar, as baterias injectam na rede a potência previamente

armazenada, pois a tensão medida no barramento da rede ao qual o painel fotovoltaico se

encontra ligado, encontra-se com um valor inferior ao valor de 1.1 p.u. especificado como

referência, como se pode constatar na figura 5.24.

Na fase B, verifica-se que a funcionalidade de controlo implementada não actua, sendo

que a potência activa gerada pelo painel solar é entregue na sua totalidade à rede, pois a

tensão da rede não ultrapassa o limite estabelecido previamente.

5 10 15 20 25 30 35 40 45 50500

750

1000

1250

1500

1750

2000

2250

2500

Tempo (s)

Pot

ênci

a (W

)

sem controlo Fase B

com controlo Fase B

5 10 15 20 25 30 35 40 45 50500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

Tempo (s)

Pot

ênci

a (W

)

sem controlo Fase C

com controlo Fase C


Já na fase C, à semelhança da fase A, entre os instantes 6 e 15 segundos, a potência

gerada pelo sistema de microgeração solar fotovoltaico não é entregue à rede na sua

totalidade. No entanto, tal como se pode verificar na figura 5.24, o valor da tensão na fase C

do barramento ao qual o sistema solar fotovoltaico se encontra ligado não atinge o valor de

1.06, valor esse que permitiria a descarga da potência activa previamente armazenada pelas

baterias na rede, tal como se apresentou anteriormente na equação 4.6.

Nas figuras 5.19 e 5.20 expõem-se os valores da potência de carga e descarga das

baterias, nos sistemas de microgeração solar fotovoltaicos na fase A e C, respectivamente.

Figura 5.19 – Potência de carga e descarga das baterias associadas ao painel solar da fase A.

Figura 5.20 – Potência de carga e descarga das baterias associadas ao painel solar da fase C.

Na sequência da análise efectuada à figura 5.16, na figura 5.19 pode-se observar o ciclo

de carga e descarga de potência por parte do sistema de armazenamento incluído no sistema

de microgeração do tipo solar fotovoltaico ligado à fase A do barramento em estudo. Tal

como referido anteriormente, a potência de carga das baterias é dada pela expressão mn = N − pmr, enquanto a potência de descarga é dada por uma lookup table, cujos

parâmetros encontram-se na tabela A.3. Através deste bloco disponibilizado em ambiente

5 10 15 20 25 30 35 40 45 50-100

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

Tempo (s)

Pot

ênci

a (W

)

P carga A

P descarga A

5 10 15 20 25 30 35 40 45 50-100

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

Tempo (s)

Pot

ênci

a (W

)

P carga C

P descarga C

72 Resultados

72

Matlab/Simulink, pode-se definir uma curva de descarga de potência por parte das

baterias, através de métodos de interpolação-extrapolação.

Na figura 5.20 verifica-se não ocorre a descarga para a rede da potência armazenada

pelas baterias que integram o sistema de microgeração solar fotovoltaico ligado à fase C do

barramento em estudo.

Nas figuras 5.21 a 5.23 são apresentadas as tensões da rede em p.u. nas três fases em

estudo.

Figura 5.21 – Tensões na fase A sem controlo e com controlo por armazenamento.

Figura 5.22 – Tensões na fase B sem controlo e com controlo por armazenamento.

5 10 15 20 25 30 35 40 45 501.02

1.04

1.06

1.08

1.1

1.12

1.14

Tempo (s)

Ten

são

(p.u

.)

sem controlo Fase A

com controlo Fase A

5 10 15 20 25 30 35 40 45 501

1.01

1.02

1.03

1.04

1.05

1.06

1.07

1.08

Tempo (s)

Ten

são

(p.u

.)

sem controlo Fase B

com controlo Fase B


Figura 5.23 – Tensões na fase C sem controlo e com controlo por armazenamento.

Como se pode constatar pelas figuras 5.21 a 5.24, o controlo da potência activa

arquitectado permite efectuar o controlo dinâmico da tensão em cada uma das três fases do

barramento em que os sistemas de microgeração do tipo solar fotovoltaico se encontram

ligados. Os valores das tensões não excedem o limite máximo estabelecido de 1.1 p.u., à

excepção de um pequeno atraso. O atraso está relacionado com a actuação do controlador PI

implementado para cálculo da potência de carga das baterias, apresentado anteriormente na

figura 4.13.

Figura 5.24 – Tensões por fase com controlo por armazenamento.

Na figura seguinte apresenta-se a evolução temporal da variação da energia armazenada

no conjunto das baterias associadas a cada sistema de microgeração do tipo solar

fotovoltaico.

5 10 15 20 25 30 35 40 45 501.04

1.06

1.08

1.1

1.12

1.14

Tempo (s)

Ten

são

(p.u

.)

sem controlo Fase C

com controlo Fase C

5 10 15 20 25 30 35 40 45 501

1.02

1.04

1.06

1.08

1.1

1.12

Tempo (s)

Ten

são

(p.u

.)

Fase A

Fase B

Fase C

74 Resultados

74

Figura 5.25 – Energia nas baterias dos três sistemas de microgeração.

A energia armazenada no conjunto das baterias associadas a cada um dos sistemas de

microgeração do tipo solar fotovoltaico aumenta na fase de carga e diminui na fase de

descarga. O sistema de armazenamento do painel solar ligado à fase B não chega a armazenar

energia. Por outro lado, o sistema de armazenamento da fase C carrega energia entre os 6 e

os 15 segundos, fruto da actuação do controlo desenvolvido, com o intuito de manter os

adequados perfis de tensão na rede, não chegando no entanto a descarregar. De referir que

não se considerou um limite máximo para o valor da energia acumulada pelas baterias.

5.3 - Conclusões

O objectivo desta secção visou averiguar a funcionalidade das estratégias de controlo

apresentadas no capítulo 4.

Inicialmente, foi exibido o impacto nos perfis de tensão, em consequência da injecção da

potência activa das unidades de microgeração na rede. Pode-se constatar que o valor da

tensão na fase A e C do barramento em estudo excedia o limite estabelecido previamente.

Assim, é imperativo desenvolver funcionalidades de controlo que permitam controlar de

forma activa a potência injectada na rede pelos sistemas de microgeração do tipo solar

fotovoltaico.

Ao longo deste capítulo as estratégias desenvolvidas foram testadas, incidindo o estudo

sobre a potência activa injectada e sobre o valor da tensão na rede.

Conclui-se que as funcionalidades de controlo baseadas na alteração do ponto de

funcionamento de modo a reduzir a potência gerada e a utilização de dispositivos de

armazenamento, permitem efectivamente controlar a tensão no ponto de ligação dos

sistemas de microgeração fotovoltaicos à rede, mantendo o seu valor inferior ao limite

estipulado de 1.1 p.u., como seria expectável.

5 10 15 20 25 30 35 40 45 50-1

1

2

4

6

8

10

Tempo (s)

Ene

rgia (KJ)

Energia A

Energia B

Energia C

75

Capítulo 6

Conclusões e Trabalhos Futuros

Neste capítulo serão descritas as conclusões retiradas na identificação e desenvolvimento

de estratégias de controlo activas de potência, ao desafio da integração em larga escala de

unidades de microgeração na rede de BT. A finalização deste capítulo é realizada através da

proposta de trabalhos de desenvolvimentos futuros.

6.1 - Conclusões

O actual enquadramento legislativo, estabelecido pelo DL 363/2007, promove a

microgeração de electricidade a partir de fontes renováveis, privilegiando a solar e eólica.

Em resultado, tem-se registado um crescente aumento do número de instalações, na grande

maioria do tipo solar fotovoltaico. A potência gerada por estas instalações é

aproximadamente proporcional à radiação solar incidente no plano dos painéis, existindo uma

forte correlação entre a potência gerada por estas unidades instaladas numa rede de BT.

Dado o carácter predominantemente resistivo das redes de distribuição de BT, as variações

de tensão associadas ao trânsito de potência activa constituem uma das principais

preocupações no projecto destas redes. O pico de produção, que acontece por volta do meio-

dia, pode coincidir com um período de baixo consumo local, podendo resultar na necessidade

de evacuação de potência da rede BT para a rede MT, e consequentemente em problemas de

tensão elevada na própria rede de BT [25].

Os sistemas de microgeração do tipo solar fotovoltaico são ligados à rede através de

inversores. O seguidor do ponto de potência máxima integrado no controlo do conversor

DC/DC assegura o funcionamento do sistema num ponto de operação correspondente à

extracção da potência máxima, pelo que a potência injectada na rede corresponde à

potência disponível no painel solar fotovoltaico.

De modo a dar resposta ao desafio do controlo do nível de tensão em redes de BT com

elevada concentração de microprodutores, pretende-se com esta dissertação que os

conversores electrónicos de potência, apesar de controlados como fontes de corrente, sejam

dotados de capacidade de controlo da tensão no ponto de ligação através do controlo activo

da potência injectada.

76 Conclusões e Trabalhos Futuros

76

O facto de os inversores terem capacidade para suportar duas filosofias de controlo,

centralizado e descentralizado, possibilita uma capacidade de controlo activo da potência

injectada em resposta a ordens de comando (set-points de potência activa) enviadas por um

controlador central e de forma autónoma em função do valor da tensão medido no ponto de

ligação, respectivamente. A capacidade de controlo autónomo da potência injectada permite

a integração do inversor nas redes de BT sem necessidade de equipamento adicional,

possibilitando o aumento imediato da integração de microgeração. Por outro lado, a

capacidade de resposta a ordens de comando, possibilita a integração dos inversores nas

redes inteligentes do futuro resultantes da materialização da visão Smart Grids, que prevê a

possibilidade de exploração das redes de BT em rede isolada. Neste contexto, o modo de

controlo descentralizado pode ser explorado como forma de inteligência local, em

complemento ao sistema de controlo centralizado/hierarquizado, contribuindo assim para

uma melhor gestão da operação das redes de BT. A utilização de dispositivos de

armazenamento permite uma melhor gestão da operação dos sistemas de microgeração do

tipo fotovoltaico e irá contribuir para a promoção da visão Smart Grids.

O desenvolvimento de modelos dinâmicos capazes de simular um sistema de microgeração

do tipo solar fotovoltaico revela-se importante, visto que sobre este sistema actuarão as

estratégias arquitectadas para controlo activo da potência injectada. Os modelos

matemáticos permitem representar de forma adequada o comportamento dos sistemas de

microgeração fotovoltaicos com impacto na rede de BT.

Neste trabalho são desenvolvidas duas funcionalidades de controlo do nível de tensão em

redes de BT através do controlo activo da potência injectada. A primeira estratégia

apresentada passa pela alteração do ponto de funcionamento do sistema de microgeração,

que caso o valor da tensão nodal ultrapasse o limite regulamentar, a tensão aos terminais do

painel fotovoltaico irá sofrer uma redução, com consequências na diminuição da potência

gerada. A base da estratégia passa por reverter o funcionamento da técnica MPPT utilizada.

Se o perfil da tensão for violado, a perturbação na tensão efectuada em cada passo pelo

algoritmo seguidor do ponto de potência máxima, será sempre no sentido da diminuição da

potência activa produzida. De salientar que este controlo não permite produzir toda a

potência que o recurso primário permite.

A segunda estratégia passa por acomodar o excesso de potência que não pode ser

entregue à rede em dispositivos de armazenamento, injectando na rede num período

posterior, quando o valor da tensão da rede estiver aceitável. Para isso foi desenvolvido um

sistema que fornece o valor da potência máxima injectada na rede em função da tensão

medida. De seguida, através de um controlador PI é calculada a potência efectivamente

enviada para as baterias. Para a ocorrência da fase de descarga, é necessário que a tensão

medida aos terminais do inversor seja ligeiramente inferior a 1.1 p.u..

Por fim, a plataforma de simulação desenvolvida permitiu observar o comportamento

dinâmico de todas as ferramentas envolvidas no estudo.

As estratégias desenvolvidas neste trabalho revelaram-se bem sucedidas, como se pode

comprovar com os resultados apresentados no capítulo 5, evidenciando que é possível

garantir um nível adequado de tensões perante uma crescente integração de unidades de

microgeração nas redes de distribuição de BT. Em ambas as estratégias, em consequência dos

problemas de tensão elevada na rede BT, ocorre efectivamente uma diminuição da potência

activa injectada na rede pelos sistemas de microgeração do tipo solar fotovoltaico.

Trabalhos futuros 77

6.2 - Trabalhos futuros

Como referido anteriormente, o trabalho desenvolvido nesta dissertação permite

efectivamente um controlo da potência activa, tendo em vista um aumento do nível da

capacidade instalada de unidades de microgeração em redes de BT.

Esta dissertação é o início de possíveis trabalhos como:

Controlo da potência activa de uma central fotovoltaica (com uma potência

instalada na ordem dos MW), inserida numa rede de MT e podendo integrar uma

multi-micro-rede;

Estratégias de controlo por alteração do ponto de funcionamento do gerador

fotovoltaico recorrendo a outros métodos MPPT;

Modo de controlo que englobe as duas estratégias nesta dissertação. Neste

método a energia máxima armazenada nas baterias deve ser considerada. Em

consequência do problema das tensões elevadas, o controlo por armazenamento

da potência excedente em baterias actuará primeiro. Quando as baterias se

encontrarem totalmente carregadas, o sistema de microgeração do tipo solar

fotovoltaico verá a sua potência activa reduzida por alteração do seu ponto de

funcionamento;

Recorrer ao modelo detalhado para modelização da célula fotovoltaica para o

cálculo da corrente produzida pelo painel fotovoltaico, ao invés do modelo

matemático simplificado utilizado neste trabalho;

Optimização dos parâmetros utilizados no “controlo por armazenamento de

potência excedente em baterias” e no “sistema para controlo da tensão nodal

com sistema de armazenamento” descritos em 4.2.2 e 3.4.6 respectivamente;

Desenvolvimento de um modelo mais completo relativamente à utilização de

sistemas de armazenamento da potência gerada que não deve ser injectada na

rede de modo a manter o perfil de tensão dentro das condições regulamentadas;

Análise técnica/económica para averiguar as verdadeiras vantagens da utilização

das baterias no “controlo por armazenamento de potência excedente em

baterias”.

78 Conclusões e Trabalhos Futuros

78

79

Referências

[1] J. Morren, S. W. de Haan, J. A. Ferreira, “Distributed generation units contributing to

voltage control in distribution networks.” 39th International Universities Power

Engineering Conference, UPEC 2004, vol. 2, pp. 789-793, 6-8 September 2004.

[2] Deloitte/APREN, “Renováveis permitem poupar 13 mil milhões.” Renováveis Magazine,

no. 1, pp. 19, 2010.

[3] Direcção Geral de Energia e Geologia, “Renováveis - estatísticas rápidas Março 2010

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82 Referências

82

83

Anexo A

Rede de Distribuição de Baixa Tensão

Neste anexo são apresentados os parâmetros eléctricos do sistema de teste, utilizado

nesta dissertação. Também são apresentados os parâmetros da lookup table que emula o

comportamento de descarga de potência das baterias.

Figura A.1 – Representação da rede de distribuição de BT utilizada para estudo.

84 Rede de Distribuição de Baixa Tensão

84

Tabela A.1 — Parâmetros característicos das linhas (tipologia RL paralelo).

Linha Rfase (Ω) Xfase (Ω) Rneutro (Ω) Xneutro (Ω)

1 0,115780 0,002703 0,115780 0,002703

2 1,55290 0,217648 1,55290 0,217648

3 0,432900 0,019301 0,43290 0,019301

4 1,02838 0,160235 1,02838 0,160235

5 0,355281 0,038232 0,35528 0,038232

Tabela A.2 — Valores das cargas (tipologia RL série).

Carga P (W) Q (var)

1 1166 466

2 1166 466

3 840 336

4 1480 444

5 1480 444

Tabela A.3 — Valores da lookup table que emula a potência de descarga das baterias.

Estado de carga (p.u.) Potência de saída (W)

0 0

0.1 150

0.2 300

0.3 450

0.4 650

0.5 700

0.6 700

0.7 700

0.8 700

0.9 700

1 700

controlo da potência activa injectada na rede por um

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