Émerson gonçalves de lima santos determinaÇÃo do ponto …

INSTITUTO FEDERAL DE EDUCAÇÃO, CIÊNCIA E TECNOLOGIA

DA BAHIA

CAMPUS DE PAULO AFONSO

COORDENAÇÃO DE ENGENHARIA ELÉTRICA

Émerson Gonçalves de Lima Santos

DETERMINAÇÃO DO PONTO DE MÁXIMA POTÊNCIA EM PAINÉIS

FOTOVOLTAICOS: UM ESTUDO COMPARATIVO ENTRE OS MÉTODOS VC,

P&O E CI

Paulo Afonso-BA Junho, 2018

INSTITUTO FEDERAL DE EDUCAÇÃO, CIÊNCIA E TECNOLOGIA DA BAHIA CAMPUS DE PAULO AFONSO

COORDENAÇÃO DE ENGENHARIA ELÉTRICA

Determinação do Ponto de Máxima Potência em Painéis Fotovoltaicos: Um

Estudo Comparativo Entre os Métodos VC, P&O e CI

Émerson Gonçalves de Lima Santos

Orientador: Prof:º Esp. Paulo Roberto Ribeiro Morais

Coorientador: Profº Me. Lázaro Edmilson Brito Silva

Paulo Afonso-BA

Junho, 2018

Projeto de Final de Curso apresentado ao Curso de Graduação em Engenharia Elétrica do Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia da Bahia, Campus de Paulo Afonso como requisito parcial para a obtenção do título de Engenheiro Eletricista.

S237d Santos, Emerson Gonçalves de Lima

Determinação do ponto de máxima potência em painéis fotovoltaicos: um estudo comparativo entre os métodos VC, P&O e CI / Emerson Gonçalves de Lima Santos - Paulo Afonso, 2018.

73 f. : il.

Orientador: Profº Esp. Paulo Roberto Ribeiro Morais. Coorientador: Profº Me. Lázaro Edmilson Brito Silva. Trabalho de Conclusão de Curso (Graduação em Engenharia

Elétrica) - Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia da Bahia - (IFBA).

1. Energia fotovoltaica. 2. Métodos de rastreamento. 3. Tensão

constante. 4. Perturba e observa. 5. Condutância incremental. I. Título.

CDD - 621.3

ÉMERSON GONÇALVES DE LIMA SANTOS

DETERMINAÇÃO DO PONTO DE MÁXIMA POTÊNCIA EM PAINÉIS

FOTOVOLTAICOS: UM ESTUDO COMPARATIVO ENTRE OS MÉTODOS VC,

P&O E CI

Projeto de Final de Curso apresentado ao Curso de Graduação em Engenharia

Elétrica do Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia da Bahia, Campus de

Paulo Afonso como requisito parcial para a obtenção do título de Engenheiro

Eletricista.

Aprovado em ____ de ________ de 2018.

BANCA EXAMINADORA:

__________________________________________ Paulo Roberto Ribeiro Morais, Prof. Esp.

Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia da Bahia - IFBA Orientador

__________________________________________ Saulo Farias Alves, Prof. Esp.

Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia da Bahia - IFBA

Membro da Banca

__________________________________________ Fernando Carlos Ferreira de Oliveira, Esp.

Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia da Bahia - IFBA

Membro da Banca

Paulo Afonso-BA

Junho, 2018

Dedico este trabalho a minha mãe Ivanilda Gonçalves,

ao meu pai (in memoriam) Cícero Bezerra,

e aos meus avós maternos Ivanildo Gonçalves e Maria Felina.

AGRADECIMENTOS

A Deus por possibilitar a realização deste trabalho e permitir toda as condições

que possibilitaram a aquisição de todo o conhecimento e requisitos necessários, não

sendo diferente em todo o percurso da vida.

A minha família, Ivanilda, Sheila, Maria, e Ivanildo, por todo o apoio, suporte e

incentivo durante todo o período do curso, grandes responsáveis pela manutenção da

força necessária.

A minha namorada Bianca Farias por todo o apoio desde o primeiro período de

curso, tanto dentro como fora da instituição, e que também me ajudou na realização

deste trabalho.

Ao meu orientador Paulo Roberto, grande professor e incentivador, sempre

esteve junto e que foi de grande importância nos períodos finais do curso.

Ao meu coorientador Lázaro Silva, grande professor, muito importante na

realização deste trabalho e principal nome que me incentivou a estudar a área de

estudo na qual se encontra este trabalho.

Aos meus colegas da turma 2012.2 e “agregados” por todos os momentos em

que nos ajudamos, e por todo o incentivo que vocês transmitiram direta ou

indiretamente: Adriano Moraes, Alisson Belizário, Alex Marques, Jose Elias, Murilo

Ribeiro, Rodrigo Machado e Samuel Silva. Em especial a Alisson Belizário que me

ajudou durante a realização deste trabalho.

Agradeço também aos professores e profissionais do IFBA campus Paulo

Afonso, aos quais tive o privilégio de conviver durante o curso, a maioria dos senhores

tem a minha admiração, cada um por motivos distintos me inspiram em muitos

aspectos.

RESUMO

As fontes renováveis de geração de energia elétrica têm se mostrado cada vez mais importantes para garantir a segurança futura no abastecimento mundial. A fonte solar é uma das que mais se destaca por seu enorme potencial, sendo que a forma mais comum de obtenção de energia elétrica a partir do Sol é por meio de células fotovoltaicas. Por consequência de suas características elétricas, as células fotovoltaicas apresentam um ponto de operação em que as mesmas fornecem o maior nível de potência, ponto este que depende de fatores ambientais como radiação solar e temperatura, logo tal ponto está sujeito a constantes variações. Este trabalho objetiva comparar os métodos de busca do ponto de máxima potência em painéis fotovoltaicos; tensão constante (VC), perturba e observa (P&O) e condutância incremental (CI) e observar qual apresenta os melhores resultados em termos de eficiência do rastreamento e manutenção do ponto de operação no ponto de máxima potência. A metodologia consistiu em desenvolver algoritmos que representem os métodos a serem analisados, simular em software o comportamento dos algoritmos desenvolvidos aplicados a suas funções, montar experimentalmente o sistema proposto em simulação e embarcar algoritmos no sistema experimentalmente montado e coletar dados de seu comportamento. Foi calculado o Tracking factor com os valores obtidos em simulação, e levantados dados quanto aos níveis de geração de potência elétrica em simulação e no sistema implementado experimentalmente. Os resultados mostraram que o método da condutância incremental apresenta a maior eficiência, seguido pelo método perturba e observa e por último o método da tensão constante.

Palavras-chave: Energia fotovoltaica, métodos de rastreamento, tensão constante, perturba e observa, condutância incremental.

ABSTRACT

Renewable sources of electricity generation have been increasingly important to ensure future security in world supply. The solar source is one of the most outstanding because of its enormous potential, and the most common way of obtaining electric energy from the Sun is by means of photovoltaic cells. As a result of their electrical characteristics, photovoltaic cells have an operating point where they provide the highest level of power, which depends on environmental factors such as solar radiation and temperature, so that it is subject to constant variations. This work aims to compare the methods of search of the maximum power point in photovoltaic panels; constant voltage (VC), disturb and observe (P&O) and incremental conductance (CI) and observe which presents the best results in terms of efficiency of the tracking and maintenance of the point of operation at maximum power point. The methodology consisted in develop algorithms that represent the methods to be analyzed, to simulate in software the behavior of the developed algorithms applied to its functions, to mount experimentally the proposed system in simulation and to embark algorithms in the experimentally assembled system and to collect data of its behavior. The Tracking factor was calculated with the values obtained in simulation, and data were collect regarding the levels of electric power generation in simulation and in the experimentally implemented system. The results showed that the incremental conductance method presented the highest efficiency, followed by disturb and observe method and finally the constant voltage method.

Key-words: photovoltaic energy, tracking methods, constant voltage, disturb and observe, incremental conductance.

LISTA DE FIGURAS

Figura 1. Representação célula, módulo e painel ..................................................... 15

Figura 2 - Curvas características de uma célula fotovoltaica, (a) curva I-V e (b) curva

P-V ............................................................................................................................ 17

Figura 3. Influência da radiação solar nas curvas características de painel fotovoltaico

.................................................................................................................................. 18

Figura 4. Influência da temperatura nas curvas características de painel fotovoltaico.

.................................................................................................................................. 19

Figura 5 - Circuito elétrico equivalente de uma célula fotovoltaica, modelo a um diodo

.................................................................................................................................. 20

Figura 6. Efeito na curva característica I-V de associações de células ..................... 21

Figura 7. Exemplo de curva característica P-V destacando-se o PMP sob influência

de diferentes níveis de radiação solar ....................................................................... 23

Figura 8. Fluxograma do Método da Tensão Constante (VC) ................................... 24

Figura 9. Exemplo de funcionamento da técnica Perturba e Observa (P&O) ........... 25

Figura 10. Fluxograma do método Perturba e Observa (P&O) ................................. 26

Figura 11. Características Curva P-V ........................................................................ 27

Figura 12. Fluxograma do método da Condutância Incremental (CI) ........................ 29

Figura 13. Elementos dos reguladores chaveados ................................................... 31

Figura 14. Esquema elétrico do regulador chaveado tipo boost................................ 31

Figura 15. Modos de funcionamento do regulador boost .......................................... 32

Figura 16. Esquema do sistema simulador ............................................................... 35

Figura 17. Pinagem PIC16F877A .............................................................................. 40

Figura 18. Sensor de corrente ACS712 .................................................................... 41

Figura 19. Módulo sensor de tensão DC ................................................................... 41

Figura 20. Regulador de tensão Ajustável LM2596 ................................................... 42

Figura 21. Simulador desenvolvido em software ....................................................... 43

Figura 22. TF para os métodos entre os instantes 12:00 a 14:00 do dia 2 ............... 47

Figura 23. Partes do sistema experimental ............................................................... 53

Figura 24. Sistema experimental com todas as conexões realizadas ....................... 54

Figura 25. Montagem final para realização das medidas experimentais, (a) sistema

experimental desenvolvido e (b) módulos fotovoltaicos utilizados. ........................... 55

Figura 26. Potência gerada entre as 10:40 as 11:50 horas ....................................... 56

LISTA DE GRÁFICOS

Gráfico 1. Tracking factor - Dia 1 ............................................................................... 45



Gráfico 4. Potência gerada - Dia 1 ............................................................................ 50



Gráfico 7. Potência elétrica gerada no dia 12 de maio de 2018 ................................ 56



LISTA DE TABELAS

Tabela 1. Parâmetros do painel KRPF-10P utilizado nas simulações e experimentos

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

Tabela 2. Componentes eletrônicos utilizados para a construção do regulador boost.

.................................................................................................................................. 39

Tabela 3. Condições de radiação solar e temperatura para as simulações .............. 36

Tabela 4. Equivalência equipamento-material do sistema experimental ................... 37

Tabela 5. Médias aritméticas do Tracking factor obtidas com as simulações ........... 49

Tabela 6. Médias aritméticas das potências geradas obtidas nas simulações ......... 51

Tabela 7. Médias aritméticas das potência geradas no sistema implementado

experimentalmente .................................................................................................... 58

LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS

AD Analógico-Digital

ANEEL Agencia Nacional de Energia Elétrica

CI Condutância Incremental

DC Tensão Contínua

EEPROM Electrically-Erasable Programmable Read-Only Memory

LED Diodo Emissor de Luz

MME Ministério de Minas e Energia

P&O Perturba e Observa

PMP Ponto de Máxima Potência

PWM Pulse Midth Modulation (Modulação por largura de pulso)

TF Tracking Factor

VC Tensão Constante

SUMÁRIO

1 INTRODUÇÃO ............................................................................................. 12

1.1 JUSTIFICATIVA............................................................................................ 13

1.2 OBJETIVOS ................................................................................................. 13

1.2.1 Objetivo Geral ............................................................................................. 13

1.2.2 Objetivos Específicos ................................................................................ 14

1.3 ESTRUTURA DO TRABALHO ..................................................................... 14

2 REFERÊNCIAL TEORICO ........................................................................... 15

2.1 GERAÇÃO DE ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA ................................... 15

2.2 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS DE UMA CÉLULA FOTOVOLTAICA ..... 16

2.2.1 Curva Característica ................................................................................... 16

2.2.2 Fatores que influenciam na curva características de uma célula

fotovoltaica ................................................................................................. 18

2.2.3 Circuito Elétrico Equivalente ..................................................................... 20

2.2.4 Associação de Células Fotovoltaicas ....................................................... 21

2.3 Quadro Atual Brasileiro ................................................................................. 21

2.4 RASTREAMENTO DO PONTO DE MÁXIMA POTÊNCIA ........................... 22

2.4.1 Tensão Constante (VC) .............................................................................. 23

2.4.2 Perturba e Observa (P&O) ......................................................................... 24

2.4.3 Condutância Incremental (CI) .................................................................... 26

2.5 CONVERSORES CC-CC ............................................................................. 30

2.5.1 Regulador chaveado elevador de tensão (Boost) .................................... 31

3 MATERIAIS E MÉTODOS ........................................................................... 34

3.1 MÉTODOS ................................................................................................... 34

3.1.1 Desenvolvimento dos algoritmos ............................................................. 34

3.1.2 Desenvolvimento do simulador................................................................. 34

3.1.3 Parâmetros da simulação e tratamento dos resultados ......................... 35

3.1.4 Implementação experimental do sistema proposto ................................ 37

3.1.5 Funcionamento do sistema implementado .............................................. 37

3.2 MATERIAIS .................................................................................................. 38

3.2.1 Módulo Fotovoltaico ................................................................................... 38

3.2.2 Regulador Chaveado Boost ....................................................................... 39

3.2.3 Microcontrolador PIC16F877A................................................................... 39

3.2.4 Sensor de Corrente .................................................................................... 40

3.2.5 Sensor de Tensão ....................................................................................... 41

3.2.6 Módulo Regulador de tensão LM2596 ...................................................... 42

4 RESULTADOS E ANALISES ...................................................................... 43

4.1 ALGORÍTMOS PARA A SIMULAÇÃO .......................................................... 43

4.2 SIMULADOR DESENVOLVIDO ................................................................... 43

4.3 RESULTADOS SIMULAÇÃO ....................................................................... 45

4.4 ALGORITMOS PARA IMPLEMENTAÇÃO ................................................... 52

4.5 SISTEMA IMPLEMENTADO ........................................................................ 53

4.6 RESULTADOS SISTEMA EXPERIMENTAL ................................................ 55

5 CONSIDERAÇÕES FINAIS ......................................................................... 60

REFERÊNCIAS ............................................................................................ 62

APÊNDICE A – ALGORITMO DO MÉTODO DA TENSÃO CONSTANTE . 65

APÊNDICE B – ALGORITMO DO MÉTODO PERTURBA E OBSERVA .... 66

APÊNDICE C – ALGORITMO DO MÉTODO DA CONDUTÂNCIA

INCREMENTAL............................................................................................ 67

APÊNDICE D – CÓDIGO EM C IMPLEMENTAÇÃO DO MÉTODO DA

TENSÃO CONSTANTE ............................................................................... 68

APÊNDICE E – CÓDIGO EM C IMPLEMENTAÇÃO DO MÉTODO

PERTURBA E OBSERVA ............................................................................ 70

APÊNDICE F – CÓDIGO EM C IMPLEMENTAÇÃO DO MÉTODO DA

CONDUTÂNCIA INCREMENTAL.............................. .................... ..............72

12

1 INTRODUÇÃO

O maior recurso energético disponível em todo o planeta é os raios solares, e

a obtenção de energia elétrica através dos raios incidentes em painéis fotovoltaicos é

uma forma já consolidada no mundo (MME, 2017). No entanto, os painéis ainda

apresentam baixa eficiência na hora da conversão da energia solar em elétrica, por

exemplo, a célula de silício monocristalino, que apresenta o melhor resultado entre as

células disponíveis para o mercado, tem uma eficiência de 15% a 21% (BALFOUR,

SHAW e NASH, 2016).

A produção de energia elétrica no Brasil a partir do efeito fotovoltaico

representa um pequeno percentual na matriz energética, apenas 0,5654% em janeiro

de 2018 segundo a ANEEL. A grande barreira para uma maior participação dos

painéis fotovoltaicos na geração de eletricidade no Brasil ainda é o alto custo de

equipamentos como painéis, baterias e inversores, dificuldade que vem diminuindo ao

longo dos últimos anos, com a redução dos preços dos equipamentos, investimentos

e incentivos do governo, e principalmente, os investimentos de empresas privadas do

exterior em empreendimentos de geração de energia elétrica no Brasil.

Uma diminuição do custo total da geração de energia de determinada

tecnologia pode ser obtida através da melhora do rendimento do sistema. No caso de

painéis fotovoltaicos, existe um ponto em sua curva característica onde o mesmo

apresenta seu maior valor de fornecimento de potência (SALVIANO e CAVALCANTI,

2013). Os fatores que influenciam o ponto de máxima potência na curva característica

dos painéis fotovoltaicos são a radiação solar e a temperatura da placa, logo este

ponto não fica preso a um valor de tensão pré-estabelecido, variando com os fatores

anteriormente citados (CEPEL-CRESESB, 2014).

Este trabalho busca comparar e determinar dentre a técnica da Tensão

Constante (VC), a técnica Perturba e Observa (P&O) e a técnica da Condutância

Incremental (CI) qual apresenta a maior eficiência na busca pelo ponto de máxima

potência em painéis fotovoltaicos. Foi desenvolvido para cada técnica um algoritmo

que executasse o determinado método, em seguida, foi elaborado um sistema no

software MATLab do qual o autor do trabalho possui uma licença para estudante, onde

cada algoritmo foi simulado, o próximo passo foi montar o protótipo do sistema

13

proposto, embarcando o algoritmo em um microcontrolador, a partir daí com os dados

obtidos nos testes o funcionamento dos algoritmos foi analisado.

1.1 JUSTIFICATIVA

No Brasil existe uma crescente demanda por energia elétrica ao mesmo tempo

em que há dificuldades no aumento da geração hídrica e expectativa da diminuição

da disponibilidade dos recursos fósseis a médio e longo prazo. Uma alternativa para

tais dificuldades é a adição de novas fontes de energia elétrica e uma maior

participação percentual das mesmas junto a matriz energética nacional.

Melhorar o rendimento do sistema de conversão de energia solar para energia

elétrica por meio de módulos fotovoltaicos tem papel fundamental para aumento nos

níveis de geração e consequentemente diminuição do custo da energia gerada pelos

mesmos. Uma forma para melhorar o rendimento desta forma de conversão é fazer

com que o módulo fotovoltaico opere no ponto de máxima potência de sua curva

característica o maior tempo possível, e um meio de obtenção disto é através dos

métodos de rastreamento do ponto de máxima potência.

Justifica-se este trabalho pelo fato de que não há consenso sobre qual dos

métodos de rastreamento do ponto de máxima potência existentes apresenta o melhor

resultado. Com essas informações, possibilitar-se-á que os agentes geradores,

centralizados ou não, comerciais ou residenciais, possam ter acesso à uma geração

fotovoltaica com um maior nível de rendimento e um menor custo de produção.

1.2 OBJETIVOS

1.2.1 Objetivo Geral

Comparar métodos de busca do ponto de máxima potência em painéis

fotovoltaicos VC, P&O e CI e observar qual apresenta os melhores resultados em

termos de eficiência do rastreamento e manutenção do ponto de operação no ponto

de máxima potência.

14

1.2.2 Objetivos Específicos

Desenvolver algoritmos que representem os métodos a serem analisados;

Simular em software o comportamento dos algoritmos desenvolvidos aplicados

a suas funções;

Montar experimentalmente o sistema proposto em simulação;

Embarcar algoritmos desenvolvidos no sistema experimentalmente montado e

coletar dados de seu comportamento.

1.3 ESTRUTURA DO TRABALHO

A sequência deste trabalho está organizada como se segue.

No Capitulo 2 encontra-se a fundamentação teórica do trabalho, todos os

conceitos utilizados no embasamento para entendimento, suposições e realização.

Foi explicado o funcionamento dos módulos fotovoltaicos, sua classificação, seu

comportamento elétrico, características e fatores que influenciam em seus resultados.

Foram descritas as funções realizadas pelos rastreadores do ponto de máxima

potência as referências e princípios de funcionamento de cada um dos métodos

estudados. E por fim se definiu os reguladores chaveados e foi explicado seu princípio

de funcionamento.

No Capitulo 3, denominado de materiais e métodos, foram discriminados todos

os materiais utilizados para a parte da implementação experimental do trabalho, em

seguida toda a metodologia utilizada no desenvolvimento do simulador e na análise

dos resultados obtidos em simulação a explicação da montagem do protótipo

experimental e a análise de seus respectivos resultados.

No Capitulo 4 estão expostos os resultados de todas as etapas do trabalho e a

discussão diante dos resultados obtidos.

E no Capitulo 5 as considerações finais sobre a realização do trabalho.

15

2 REFERÊNCIAL TEORICO

2.1 GERAÇÃO DE ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA

A conversão direta de energia solar em energia elétrica acontece por meio do

efeito fotoltaico, no qual a geração de energia baseia-se no fato de se uma junção pn

de materiais semicondutores for exposta a incidência de fótons, estes proverão a

energia necessária para o deslocamento dos elétrons da camada de valência para a

banda de condução (STANKIEWICZ, et al., 2014). Desta forma, a energia existente

nos raios solares que chegam até a célula é absorvida e convertida diretamente em

energia elétrica sem a necessidade de uma conversão intermediária como por

exemplo em calor como acontece com as tecnologias de geração com concentradores

solares.

Uma célula fotovoltaica é uma unidade básica, sozinha ela tem a capacidade

de produzir uma pequena quantidade de potência e um baixo valor de tensão e

corrente, logo, para aplicações práticas é necessária a associação série e/ou paralelo

de células para obter valores de corrente e tensão usuais, formando assim um módulo,

que por sua vez pode ser associado a outros para a obtenção da potência desejada

formando um painel (CARLETTE, 2015). A Figura 1 exemplifica essa divisão na

nomenclatura.

Figura 1. Representação célula, módulo e painel

Fonte: KHAIR (2016).

16

Existem células fotovoltaicas construidas a partir de disversos tipos de

materiais, mas as células consideradas mais comuns e que estão disponíveis

comercialmente são compostas de silício policristalino, monocristalino ou de filme fino

(VILLALVA, 2015).

2.2 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS DE UMA CÉLULA FOTOVOLTAICA

2.2.1 Curva Característica

O comportamento elétrico nos terminais de saída de uma célula ou módulo

fotovoltaico pode ser representado por suas curvas características, sendo possível a

representação por meio das curvas I-V e P-V, corrente elétrica em função da tensão

ou potência em função da tensão respectivamente (VILLALVA, 2015).

A corrente elétrica de uma célula pode ser representada como a soma da

corrente da junção pn sem a incidência de luz, somada a corrente gerada pelos fótons

absorvidos. A Equação (1), que é derivada da Equação de Schockley1 do diodo ideal

representa a corrente em função da tensão de uma célula fotovoltaica (CEPEL-

CRESESB, 2014).

1

nKT

qVexpIII 0L (1)

Onde:

LI – corrente fotogerada (A);

0I – corrente de saturação reversa do diodo (A);

n – fator de idealidade do diodo, número adimensional geralmente entre 1 e 2, obtido por ajuste de dados experimentais;

q – carga do elétron (1,6×10-19 C);

K – constante de Boltzmann (1,38×1023 J/K);

T – temperatura absoluta (K).

1 Físico e inventor estadunidense, ganhador do Nobel de física de 1956, conhecido por ser co-inventor do transistor de junção.

17

A partir de valores obtidos com a Equação (1), o comportamento típico da curva

característica de uma placa solar fotovoltaica da corrente em função da tensão (I-V)

pode ser observada na Figura 2(a), e a partir dos dados obtidos com os valores desta

curva, pode-se traçar o gráfico da potência em função da tensão (P-V), que é

representada pela Figura 2(b).

Figura 2 - Curvas características de uma célula fotovoltaica, (a) curva I-V e (b) curva P-V

Fonte: Adaptado DEZUO (2014).

Na Figura 2(a), obtida a partir da Equação (1), pode-se observar algumas

características, tais como o ponto onde a tensão apresenta seu maior valor, que é a

tensão de circuito aberto (Voc), o ponto com maior valor de corrente, que é a corrente

de curto-circuito (ISC), e o ponto de máxima potência (PMP). Sendo que, o PMP ocorre

em uma determinado nível de tensão e de corrente, que por sua vez são

denominados: tensão de máxima potência (VMP) e corrente de máxima potência (IMP).

A Figura 2(b) é obtida a partir do produto entre a tensão e a corrente da placa,

presentes na Figura 2(a) e nela é possível identificar com maior clareza o ponto de

máxima potência do painel fotovoltaico. Tais representações são importantes para o

entendimento do comportamento elétrico de uma célula fotovoltaica e

consequentemente para o desenvolvimento de métodos que busquem rastrear o

PMP.

18

2.2.2 Fatores que influenciam na curva características de uma célula

fotovoltaica

Parâmetros externos influenciam diretamente no desempenho de uma célula

fotovoltaica, os fatores que influenciam no comportamento elétrico e

consequentemente em suas curvas características são a radiação solar incidente e a

temperatura da célula (CEPEL-CRESESB, 2014).

2.2.2.1 Influência da Radiação Solar

Como a variação da intensidade da radiação solar incidente, existe a variação

da corrente elétrica gerada pelo painel fotovoltaico, também há uma variação da

tensão, mas é pequena (CAMPOS, 2013), tal comportamento pode ser observado na

Figura 3.

Figura 3. Influência da radiação solar nas curvas características de painel fotovoltaico

Fonte: Adaptado SPADUTO e FREITAS (2013).

19

Conforme os níveis de radiação solar são elevados, o nível da corrente de curto

circuito (ISC) e a corrente de máxima potência (IMP) crescem juntos, e por consequência

o valor da corrente do ponto onde a célula apresenta sua máxima potência (PMP)

(TEIXEIRA, 2017). Ou seja, variações na intensidade da radiação solar influenciam

diretamente nos níveis de corrente elétrica gerados em uma célula fotovoltaica.

2.2.2.2 Influência da Temperatura

A influência da temperatura também afeta a curva característica dos painéis

fotovoltaicos, alterando os níveis de tensão de circuito aberto do painel,

consequentemente alterando também a localização do ponto de máxima potência,

influência observada na Figura 4.

Figura 4. Influência da temperatura nas curvas características de painel fotovoltaico.

Fonte: CEPEL-CRESESB (2014).

A variação dos níveis tensão elétrica, quando da existência das mudanças nos

níveis de temperatura em uma célula fotovoltaica é bem mais perceptível em relação

as mudanças nos níveis de corrente, sendo assim, a tensão é mais dependente da

temperatura da célula (TEIXEIRA, 2017).

Com a ação das influências externas anteriormente citadas, de forma

simultânea sobre o módulo fotovoltaico, conclui-se que os valores de tensão (VMP) e

20

de corrente (IMP) onde ocorre o ponto de máxima potência podem variar

frequentemente. Uma célula ou módulo pode fornecer valores de corrente elétrica e

tensão apenas que estão contidos em suas curvas, valores fora da curva não são

possíveis de se obter (VILLALVA, 2015).

2.2.3 Circuito Elétrico Equivalente

Dezuo (2014) afirma que um modelo simples e idealizado, de uma célula

fotovoltaica consiste basicamente em um circuito elétrico contendo uma fonte de

corrente em paralelo a um diodo.

Um modelo mais preciso, e mais utilizado na representação de uma célula

fotovoltaica pode ser observado no circuito elétrico mostrado na Figura 5, onde (IL)

representa uma fonte de corrente, e o diodo D representa a junção pn da célula, e RP

e RS são resistores paralelo e série respectivamente (CEPEL-CRESESB, 2014).

Figura 5 - Circuito elétrico equivalente de uma célula fotovoltaica, modelo a um diodo

Fonte: CEPEL-CRESESB (2014).

No circuito elétrico do modelo equivalente, observado na Figura 5, a resistência

RS origina-se na resistência do próprio material semicondutor, enquanto que a

resistência RP é causada por impurezas e defeitos nas estruturas, especialmente junto

as bordas do material, causando uma corrente de fuga, assim reduzindo a corrente

fornecida nos terminais da célula (CARLETTE, 2015).

21

2.2.4 Associação de Células Fotovoltaicas

Como visto em tópicos anteriores, a células podem ser associadas em série

e/ou paralelo para formarem módulos, com a finalidade de fornecer valores de tensão

e corrente e consequentemente potência compatíveis com os sistemas as quais

estarão operando. Como é possível observar através da Figura 6, na associação em

série, os valores de tensão dos módulos são somados enquanto que a corrente

elétrica permanece com o mesmo valor. Na associação paralelo, os valores de

corrente elétrica são somados.

Figura 6. Efeito na curva característica I-V de associações de células

Fonte: Adaptado VILLALVA (2015).

No caso de associações serie e paralelo, as contribuições de cada associação

são somadas. A associação série em caso de módulos com correntes nominais

diferentes, a corrente máxima apresentada pela associação fica limitada ao módulo

de menor corrente nominal, prática que não é recomendada pela possibilidade de

ocorrência de superaquecimento (CEPEL-CRESESB, 2014).

2.3 Quadro Atual Brasileiro

O Brasil em abril de 2018 contava com 643 empreendimentos centralizados em

funcionamento de geração de energia elétrica a partir do efeito fotovoltaico, e com

22

construção iniciada de 23 empreendimentos (ANEEL, 2018). Enquanto que segundo

o MME (2017), de 2015 a 2017 o número de instalações de geração distribuída de

energia elétrica gerada a partir de painéis fotovoltaicos passou de 1274 para 15669,

saindo de uma potência instalada de 10,8MW para 126,6MW respectivamente, um

crescimento em potência instalada de aproximadamente 1172% num período de dois

anos.

2.4 RASTREAMENTO DO PONTO DE MÁXIMA POTÊNCIA

Rastrear o PMP é função de um sistema composto de basicamente duas

partes, a primeira é composta por um algoritmo que tem a função de receber as

informações para realizar os cálculos necessários para a determinação do ponto, e a

segunda parte é a de potência que tem a função de requerer valores de corrente e

tensão elétrica determinados através dos cálculos (STANKIEWICZ, et al., 2014).

Em um sistema de geração de energia elétrica a partir de módulos fotovoltaicos,

a função de rastreamento do PMP é executado pelo controlador de carga, tal

controlador é encarregado de manter as células funcionando no PMP mesmo com as

alterações provocadas pelas mudanças que possam vir a ocorrer na radiação solar

incidente ou na temperatura das células (WENDLING JÚNIOR, 2015).

Para buscar o PMP o controlador de carga segue algoritmos desenvolvidos

com a finalidade de realizar tal atividade. Segundo Lobato (2015) na literatura existem

vários métodos de busca do PMP disponíveis, tais como: razão cíclica constante,

tensão constante, perturba e observa, métodos baseados na temperatura,

condutância incremental, correlação de ripple, etc.

Entre os diversos algoritmos existentes de rastreamento do PMP, estão entre

os mais utilizados: Tensão Constante (VC), Perturba e Observa (P&O) e Condutância

Incremental (CI) (WENDLING JÚNIOR, 2015). Estes métodos podem se basear em

características elétricas dos módulos utilizados, fatores que influenciam o

comportamento elétrico e principalmente na curva característica.

23

2.4.1 Tensão Constante (VC)

Consiste em método relativamente simples, que tem como objetivo manter a

tensão do módulo fotovoltaico em um valor de referência pré-determinado que é o

valor de máxima potência da curva característica (STANKIEWICZ, et al., 2014). O

método da Tensão Constante tem como referência o valor da tensão onde o módulo

apresenta o melhor resultado considerando os valores teóricos de radiação solar e

temperaturas utilizados como referência (1000W/m² e 25ºC), tal valor de tensão

encontra-se no datasheet do módulo.

Esse método baseia-se no princípio que o valor da tensão do PMP

praticamente não se altera com variações nos valores de radiação solar incidente

(LEITE, 2017). Como já citado neste trabalho, alterações nos níveis de radiação solar

incidente em uma célula não alteram significativamente os valores, fato que pode ser

observado na Figura 7 que representa o comportamento apresentado.

Figura 7. Exemplo de curva característica P-V destacando-se o PMP sob influência de diferentes níveis de radiação solar

Fonte: Adaptado LEITE (2017).

A grande desvantagem deste método está no fato de que alterações nos

valores de temperatura da célula ocasionam alterações no valor da tensão em que se

24

encontra o PMP (STANKIEWICZ, et al., 2014). Desta forma, o método passa a operar

fora do PMP. Em casos assim, com variações na temperatura, este método não se

mostra com grande eficiência para o rastreamento do PMP. Para melhor entendimento

do método, observa-se a Figura 8 que mostra um fluxograma que busca representar

o funcionamento do mesmo.

Figura 8. Fluxograma do Método da Tensão Constante (VC)

Fonte: LEITE (2017).

Seguindo o fluxograma da Figura 8, inicialmente a tensão atual do sistema V(k)

é lida e comparada com a tensão de referência Vref, se os valores não forem iguais a

diferença é calculada e o comando para que a tensão seja igualada é realizado. O

método da Tensão Constante (VC) se mostra de simples entendimento e de baixa

complexidade, para implementação do mesmo é necessário pouco esforço

computacional e de um sensor de tensão apenas (WENDLING JÚNIOR, 2015).

2.4.2 Perturba e Observa (P&O)

A técnica P&O consiste basicamente em alterar (perturbar) para mais ou para

menos o valor da tensão atual de operação e observar se o valor da potência é

elevado ou diminuído, se o valor da potência é elevado, mantem-se perturbações no

25

mesmo sentido, caso haja uma diminuição, as perturbações são iniciadas em sentido

contrário (GASPERACCO, 2014). Assim, no melhor caso, a tensão de operação do

sistema permanece oscilando em torno do PMP. É possível observar através da

Figura 9 um exemplo do comportamento do método P&O em representações típicas

da curva característica P-V.

Figura 9. Exemplo de funcionamento da técnica Perturba e Observa (P&O)

Fonte: Adaptado GASPERACO (2014).

Quando o ponto de operação se distancia do PMP a variação da potência é

negativa, comportamento observado na Figura 9(a), porém, quando o PMP fica mais

próximo com ao alteração no valor de tensão, a variação de potência é positiva,

comportamento observado na Figura 9(b). O comportamento da Figura 9 é visto à

esquerda do PMP e ocorre da mesma maneira à direita do PMP.

Um parâmetro muito importante para esta técnica é o valor do incremento

associado a cada ciclo de trabalho, dependendo de tal valor o controle pode ter

algumas de suas características alteradas, por exemplo, o valor do passo do

incremento é diretamente proporcional a velocidade com que a tensão de operação

se aproxima do PMP, porém percebe-se que quanto maior esse passo maior também

é a distância da tensão em que fica oscilando o sistema em torno do PMP para o

próprio ponto (LEAL NETO, 2016).

26

A desvantagem deste método é que em regime permanente, o sistema não

permanece no PMP, oscilando em torno do mesmo (GASPERACCO, 2014). A Figura

10 apresenta um fluxograma que busca reproduzir o funcionamento do método P&O.

Figura 10. Fluxograma do método Perturba e Observa (P&O)

Fonte: LOBATO (2015).

Observa-se que o método apresenta baixo nível de complexidade, não sendo

de difícil implementação. Para a implementação deste método se faz necessária a

utilização de um sensor de corrente e um sensor de tensão elétrica (WENDLING

JÚNIOR, 2015).

2.4.3 Condutância Incremental (CI)

O método da Condutância Incremental (CI) tem como referência as derivadas

em pontos da curva características P-V ou P-I apresentados pelos módulos

fotovoltaicos (LOBATO, 2015). O valor da derivada da potência em relação a tensão

apresenta três valores possíveis, estando a esquerda do PMP assume um valor

positivo, a direita apresenta um valor negativo e exatamente no PMP tem como

27

resultado zero, comportamento descrito pelas Equações (2), (3) e (4) (WENDLING

JÚNIOR, 2015).

0dV

dPno PMP (2)

0dV

dPà esquerda do PMP (3)

0dV

dPà direita do PMP (4)

A Figura 11 ilustra graficamente, o comportamento das derivadas da potência

em função da tensão junto a um exemplo de curva característica P-V de um módulo

fotovoltaico.

Figura 11. Características Curva P-V

Fonte: Autoria própria.

O controle digital por tal método exige um esforço computacional elevado por

realizar cálculos de derivadas a cada passo de execução do controle, logo para

28

facilitar os cálculos e tornar viável tal método, é possível realizar tal simplificação

(LEITE, 2017):

A partir da Equação (2) pode-se fazer:

dV

dIVI

dV

)VI(d

dV

dP (5)

Para o PMP:

0dV

dIVI (6)

Fazendo:

)1k(V)k(VVdV (7)

)1k(I)k(IIdI (8)

Onde V(k) é a tensão do passo atual do controle e V(k-1) é a tensão do passo

anterior do controle. I(k) e I(k-1) seguem o mesmo raciocínio. Então, substituindo (7)

e (8) em (6), tem-se:

0V

IVI

(9)

Reescrevendo:

V

I

V

I

(10)

Logo, como fez Wendling Junior (2015), é possível concluir que:

29

V

I

V

Ino PMP (11)

V

I

V

Ià esquerda do PMP (12)

V

I

V

Ià direita do PMP (13)

A partir das Equações (11), (12) e (13) que simplificam a forma de cálculo do

método é possível executar o mesmo com menos esforço computacional. São

calculadas as diferenças entre as tensões e as correntes instantânea e o seu valor

anterior para a decisão pela elevação ou diminuição da tensão. A Figura 12 apresenta

um fluxograma de como a técnica da CI pode ser implementada.

Figura 12. Fluxograma do método da Condutância Incremental (CI)

Fonte: SILVA, et al. (2017).

30

Com a simplificação o método fica com um nível de complexidade entre baixo

e médio. Este método não possui a desvantagem presente no método P&O e pode se

manter operando no ponto de máxima potência em regime permanente. A utilização

deste método tem a necessidade da utilização de um sensor de tensão e um sensor

de corrente.

2.5 CONVERSORES CC-CC

Um conversor CC-CC como o próprio nome já diz, é um circuito eletrônico que

converte um valor de tensão contínua em diferentes níveis de tensão, podendo

fornecer uma tensão com valor regulável em sua saída (HART, 2012). Tais

conversores, que também são conhecidos como choppers, são muito utilizados em

automóveis elétricos, guindastes, empilhadeiras e transportadores de minas para o

controle de tração de seus motores. Eles possibilitam um controle de aceleração

suave, uma boa resposta dinâmica e alta eficiência (RASHID, 2014).

Hart (2012) afirma que dentro dos conversores CC-CC estão os reguladores

chaveados que consistem em conversores CC-CC que são controlados através de

dispositivos de chaveamento, normalmente transistores. Basicamente existem dois

tipos de reguladores chaveados: o regulador chaveado abaixador (buck) que em sua

saída apresenta valores de tensão menores que os valores apresentados na sua

entrada e o regulador chaveado elevador (boost) que eleva a tensão apresentada em

sua entrada.

Os reguladores chaveados comumente são controlados através de sinal PWM

e são fornecidos comercialmente como circuitos integrados (RASHID, 2014). Para a

regulação de uma tensão de saída um regulador possui os elementos ilustrados na

Figura 13.

31

Figura 13. Elementos dos reguladores chaveados

Fonte: Adaptado RASHID (2014).

2.5.1 Regulador chaveado elevador de tensão (Boost)

O regulador chaveado do tipo boost (step-up) é um regulador elevador de

tensão, sendo assim, o valor de sua tensão de saída pode ser igual ou superior a

tensão conectada aos seus terminais de entrada (RIOS, 2015). Como observado na

Figura 14 este regulador possui em seu arranjo um indutor conectado a fonte de

tensão de entrada, um dispositivo de chaveamento que normalmente é um transistor,

um diodo retificador e um capacitor em paralelo a carga conectada a saída do

regulador.

Figura 14. Esquema elétrico do regulador chaveado tipo boost

Fonte: Adaptado RIOS (2015).

O funcionamento do regulador boost se divide em dois modos, como pode ser

observado na Figura 15 o primeiro modo acontece quando o transistor está em

32

condução, a corrente elétrica se eleva atravessando o indutor e o transistor apenas.

O segundo modo é iniciado quando o transistor não está acionado, a corrente agora

flui pelo indutor, vai para o diodo para o capacitor e para a carga (RASHID, 2014).

Figura 15. Modos de funcionamento do regulador boost

Fonte: RASHID (2014).

Para dimensionamento do regulador chaveado boost a seguinte ordem pode

ser utilizada (HART, 2012):

Primeiro, determina-se o duty cicle (D) de acordo com a tensão de entrada (Vs)

e a tensão de saída desejada (Vo):

D1

VV S

O

(14)

Em seguida, com o valor de D e uma frequência de chaveamento desejada

calcula-se um valor mínimo para o indutor (L) para um modo de condução contínua.

Sendo R a carga a ser alimentada pelo regulador:

f2

R)²D1(DL

(15)

33

Da mesma forma, calcula-se um valor mínimo para o capacitor levando em

consideração a maior variação permitida no valor da tensão de saída (ΔVo):

f)V

V(R

DC

O

O

(16)

34

3 MATERIAIS E MÉTODOS

3.1 MÉTODOS

Esta pesquisa é de natureza básica e possui uma forma de abordagem

quantitativa, trata-se de uma pesquisa descritiva com procedimentos experimentais.

3.1.1 Desenvolvimento dos algoritmos

Antes do desenvolvimento dos algoritimos ser iniciado, foi decidido que o

simulador seria desenvolvido no software MATLab 2013a, mais especificamente no

ambiente SIMULINK. Os algoritmos para a representação de cada método foram

elaborados para o funcionamento em blocos programaveis.

O desenvolvimento do algoritmo do método da Tensão Constante (VC) seguiu

a descrição do fluxograma apresentado por meio da Figura 8. O algoritmo do método

Perturba e Observa (P&O) foi desenvolvido seguindo os passos mostrados no

fluxograma da Figura 9.

Da mesma forma, o algoritmo do método da Condutância Incremental (CI) foi

desenvolvido baseado no fluxograma da Figura 12, porém com algumas adaptações,

em duas das quatro comparações entre valores foram admitidas faixas de tolerância,

para a comparação da variação de tensão entre ΔV e zero, valores entre -0,001 e

0,001 e para a comparação da igualdade entre ΔI/ΔV e -I(k)/V(k) valores entre -0,01 e

0,01.

3.1.2 Desenvolvimento do simulador

A ideia inicial para componentes do sistema simulador consistiu em conectar

um módulo fotovoltaico a um regulador chaveado boost e então a uma carga, estando

também conectados a saída do módulo fotovoltaico um sensor de tensão e um sensor

de corrente, que enviam informações a um controlador que realiza o controle do

regulador boost, um esboço do esquema do sistema pode ser observado na Figura

16.

35

Figura 16. Esquema do sistema simulador


O módulo fotovoltaico e o controlador foram desenvolvidos em blocos

programáveis, o regulador boost a carga e os sensores constituídos de blocos prontos

que representam equipamentos eletrônicos disponíves na biblioteca do SIMULINK,

sendo o regulador conectado conforme exemplifica a Figura 14 um regulador boost.

Para a indicação das condições a quais o módulo foi submetido (temperatura e

radiação solar incidente) mais dois blocos programaveis foram adicionanos ao

esquema inicial da Figura 16, conectados ao bloco do módulo fotovoltaico.

O dimensionamento da carga e todos os componentes do regulador boost foi

realizado a partir dos parâmetros elétricos do módulo fotovoltaico escolhido para a

realização do trabalho, que neste caso foi o módulo apresentado no Tópico 3.1.1.

3.1.3 Parâmetros da simulação e tratamento dos resultados

Para cada um dos métodos, foram escolhidas as condições de temperatura e

radiação solar incidente como apresenta a Tabela 3 e que simulam características de

três dias distintos, o dia 1 com baixa incidência solar, o dia 2 com alta e o dia 3 com

média incidência em relação aos dias anteriores. Tais condições são baseadas em

medições realizadas por Lobato (2015).

36

Tabela 1. Condições de radiação solar e temperatura para as simulações

Hora

Dia 1 Dia 2 Dia 3

Radiação (W/m²)

Temperatura ºC

Radiação (W/m²)

Temperatura ºC

Radiação (W/m²)

Temperatura ºC

06:00 50 18 450 28 250 23

06:30 90 20 490 30 290 25

07:00 250 20 650 30 450 25

07:30 300 23 700 33 500 28

08:00 390 26 790 36 590 31

08:30 420 30 820 40 620 35

09:00 500 32 900 42 700 37

09:30 590 33 990 43 790 38

10:00 570 35 970 45 770 40

10:30 600 38 1000 48 800 43

11:00 600 39 1000 49 800 44

11:30 600 39 1000 49 800 44

12:00 600 38 1000 48 800 43

12:30 580 38 980 48 780 43

13:00 500 39 900 49 700 44

13:30 450 36 850 46 650 41

14:00 300 33 700 43 500 38

14:30 300 32 700 42 500 37

15:00 220 29 620 39 420 34

15:30 200 28 600 38 400 33

16:00 180 28 580 38 380 33

16:30 100 23 500 33 300 28

17:00 50 22 450 32 250 27

Fonte: Adaptado LOBATO (2015).

Como mostra a Tabela 3, cada método foi submetido a 69 conbinações das

condições de radiação solar incidente e temperatura, sendo que, para cada condição

foram captadas 100 amostras dos níves de potência elétrica gerada pelo módulo,

totalizando assim 6900 amostras para cada método.

Assim como no trabalho Stankiewicz, et al., (2014) o método utilizado para a

comparação de desempenho dos métodos foi o Tracking factor (TF), que consiste na

relação entre a potência fornecida e a potência máxima disponível. Para cada valor

37

de amostra foi calculado o Tracking factor e com os resultados foi calculada a média

aritmética do mesmo. Foram construidos gráficos com os resultados de cada método,

tanto mostrando o TF quanto a potência gerada em cada instante.

3.1.4 Implementação experimental do sistema proposto

A implementação experimental do sistema proposto se dá nos mesmos moldes

do simulador, ou seja, apresenta a mesma estrutura observada na Figura 16, sendo

que os materiais utilizados estão discriminados na Tabela 2.

Tabela 2. Equivalência equipamento-material do sistema experimental

Equipamento Material

Módulo Fotovoltaico KRPF-10P

Controlador PIC16F877A

Sensor de tensão Sensor tensão DC 25V

Sensor de corrente ACS712

Regulador chaveado boost -

Armazenamento Memoria EEPROM do PIC16F877A Fonte: Autoria própria.

Tais materias serão apresentados no Tópico 3.2 denominado “Materiais” deste

trabalho. A dinâmica da interação entre os equipamentos é a mesma apresentada na

explicação do simulador do Tópico 3.1.2 que descreve o desenvolvimento do

simulador.

3.1.5 Funcionamento do sistema implementado

Foram implementados três exemplares do sistema proposto, com componentes

iguais e onde os mesmos funcionaram de forma simultânea, cada um com uma forma

de rastreamento do ponto de máxima potência estudada gravada em seu

microcontrolador.

38

O sistema se manteve em funcionamento durante o período de 20 horas

divididos em 3 dias distintos, sendo 4 horas no dia 12 e 8 horas nos dias 13 e 14,

todos em maio de 2018.

O intervalo de tempo entre as aquisiçoes de dados foi de 2 minutos, tempo

determinado para se obter uma autonomia de 8 horas de gravação, ja que o

microcontrolador utilizado possui 256 espaços para gravação em sua memoria não

volátil, ou seja, os valores de potência observados em cada instante de aquisição no

sistema experimental, durante a realização das medições, foram armazenados na

memória EEPROM do controlador e foram expostos em gráficos e tabelas.

3.2 MATERIAIS

Os materiais aqui discriminados foram utilizados na parte da implementação

experimental do sistema e possibilitaram o funcionamento dos algoritmos e a coleta

dos resultados.

3.2.1 Módulo Fotovoltaico

O módulo fotovoltaico utilizado no estudo foi o KRPF-10P da marca Kript. Este

módulo apresenta como parâmetros os dados mostrados na Tabela 3 .

Tabela 3. Parâmetros do painel KRPF-10P utilizado nas simulações e experimentos

Parâmetro Valor2

Potência Nominal 10W

Variação de potência +/-3%

Tensão de circuito aberto 22,1Vcc

Tensão de máxima potência 16,5Vcc

Corrente de curto-circuito 1,20A

Corrente de máxima potência 0,6A

Tensão máxima do sistema 715Vcc

Eficiência do painel 10,00%

Peso total 1,2kg


2 Dados nas condições nominais de operação, temperatura de 25ºC e radiação solar de 1000W/m².

39

Tal módulo foi escolhido principalmente pelo seu valor de potência que

possibilita a utilização de equipamentos de baixa potência e baixo custo.

3.2.2 Regulador Chaveado Boost

A Tabela 4 traz a discriminação dos componentes eletrônicos utilizados para a

construção do regulador chaveado boost. Valores dimensionados a partir do valor da

potência do módulo fotovoltaico.

Tabela 4. Componentes eletrônicos utilizados para a construção do regulador boost.

Componente Valores

Indutor 100µH

Diodo UF5408 -

Capacitores eletrolíticos 1000µF-50V e 470µF-50V

Transistor IRF3205 -


3.2.3 Microcontrolador PIC16F877A

O microcontrolador PIC16F877A é um microcontrolador da marca Microchip

Technology Inc e faz parte da família PIC Mid-Range, família indicada para aplicações

com boas performance de conversões analógicas-digitais e PWM, possui uma via de

programação com 14bits, tendo periféricos como: UART, ADC, PWM, EEPROM, etc

(SOUZA, 2014).

A partir da Figura 17 pode ser observado o encapsulamento e pinagem do

PIC16F877A, tal microcontrolador possui 40 pinos.

40

Figura 17. Pinagem PIC16F877A

Fonte: MICROCHIP (2003).

O PIC16F877A possui três memórias internas, a memória de programa, espaço

onde é gravado o programa do usuário; a memória de dados, que é a memória do tipo

RAM, utilizada durante o funcionamento do microcontrolador, e a memória EEPROM,

que é uma memória que tem a possibilidade de armazenar dados, já que ela

permanece mesmo sem a fonte de alimentação (SENAI, 2015).

O microcontrolador PIC16F877A foi utilizado neste projeto por atender aos

requisitos mínimos necessários para o correto funcionamento de todo o sistema

desenvolvido, tanto para controle quanto para armazenamento de dados, requisitos

que são; conversão AD, sinal de saída PWM, interrupção e memória não volátil. E

também pelo autor do trabalho possuir exemplar de tal microcontrolador a sua

disposição por utilização em outras atividades realizadas anteriormente.

3.2.4 Sensor de Corrente

Foi utiizado o módulo sensor de corrente ACS712 da marca Allegro

MicroSystems LLC, o sensor tem a capacidade de medição de corrente dentro da faixa

de -5 a +5 amperes. Ele utiiza o efeito hall para realizar as medições e sua saída é

um sinal de tensão que é proporcional a 66mV/A.

41

Trata-se de um sensor de corrente invasivo que pode ser utilizado tanto em

corrente contínua quanto em corrente alternada. A Figura 18 mostra o sensor. O

sensor está dentro da faixa de corrente máxima e apresenta baixo custo.

Figura 18. Sensor de corrente ACS712

Fonte: RIBEIRO (2013).

3.2.5 Sensor de Tensão

Para a realização do trabalho, foi utlizado o módulo sensor de tensão DC da

marca GBK Robotics, ele consegue medir tensões contínuas de até 25V e tem em

sua saída um sinal de tensão que é cinco vezes menor que a tensão de entrada.

Consiste em um sensor invasivo que pode ser obsevado na Figura 19. O sensor tem

uma faxa de medião que abrange o projeto e apresenta baixo custo e facilidade de

utilização.

Figura 19. Módulo sensor de tensão DC

Fonte: MODULOa (2013).

42

3.2.6 Módulo Regulador de tensão LM2596

O módulo regulador de tensão LM2596 consiste em uma fonte de tensão

regulável DC do tipo abaixadora, ou seja, a tensão de saída tem menor valor que a

tensão de entrada, possui tensão de saída extremamente precisa, por conta disso

pode ser utilizada na alimentação de plataformas de prototipagem (PORTA, 2016).

Segundo a Texas Instruments (2016), este módulo regulador possui as

seguintes características:

- Tensão de entrada de até 45V;

- Tensão de saída 1,5 – 35V;

- Corrente máxima de saída 3A.

A partir da Figura 20 é possível observar o regulador ajustável de tensão DC

LM2596 utilizado neste projeto. Este regulador servirá para a alimentação do

microcontrolador utilizado.

Figura 20. Regulador de tensão Ajustável LM2596

Fonte: MÓDULOb (2013).

43

4 RESULTADOS E ANALISES

4.1 ALGORÍTMOS PARA A SIMULAÇÃO

Os algoritmos desenvolvidos para a realização das simulações junto ao

software durante o desenvolvimento das simulações dos métodos se encontram nos

Apêndices A, B e C deste trabalho.

A faixa de tolerância adotada para o algoritmo do método CI para a comparação

de igualdade entre ΔV e zero tem a finalidade de manter o ponto de operação do

sistema dentro de uma pequena faixa no entorno do PMP justamente para evitar o

erro em regime permanente que acontece com o método P&O.

4.2 SIMULADOR DESENVOLVIDO

O simulador desenvolvido apresentou a seguinte aparência mostrada na Figura

21, o módulo fotovoltaico, controlador, armazenamento e condições de entrada do

módulo fotovoltaico são blocos programáveis existentes no software.

Figura 21. Simulador desenvolvido em software


44

O bloco controlador é onde se encontram os algoritmos estudados neste

trabalho, sua saída apresenta a informação do valor do duty cicle determinado pelo

controle, para a conversão de informação para sinal, foi utilizado o bloco PWM block.

O bloco módulo fotovoltaico simula o funcionamento de módulos fotovoltaicos,

apresentando em sua saída valores da corrente, para a utilização desta corrente em

um circuito elétrico foi utilizada uma fonte de corrente controlada para a conversão da

informação em corrente elétrica dentro do ambiente de simulação, tal bloco do módulo

fotovoltaico foi programado como descreve Casaro e Martins (2008), com a devida

adaptação para a representação do módulo fotovoltaico utilizado neste estudo.

Os blocos condições de radiação solar e condições de temperatura servem

para a indicação ao bloco do módulo fotovoltaico de tais condições de forma

programada, tendo como referência o tempo determinado pelo bloco clock. A

utilização destes blocos possibilitou a programação das condições com a alteração

dos níveis de forma automática, sem a necessidade de promover interrupções na

simulação para a mudança dos níveis.

Os componentes eletrônicos do regulador chaveado boost se encontram

disponíveis na biblioteca do ambiente do software utilizado e o controle da tensão de

tal regulador é realizado pelo sinal PWM determinado pelo controlador. O

armazenamento dos resultados obtidos se dá na memória do software em forma de

variável, como tal software é matemático, abrem-se diversas possibilidades para o

estudo de tais resultados.

O funcionamento deste sistema basicamente se dá do seguinte modo: o

módulo fotovoltaico fornece corrente e tensão ao regulador de tensão e

consequentemente a carga conectada à saída dele, de acordo com os valores de

tensão e corrente elétrica observados na saída do módulo, o controlador realiza

cálculos de acordo com o método programado nele e determina a tensão de que se

deve almejar na saída e atua alterando o duty cicle do sinal PWM que sai do

controlador e chega ao regulador chaveado boost.

A execução de tal simulador se deu de forma correta e conseguiu alcançar o

seu objetivo de ter a capacidade de simular o sistema sob o comando de diferentes

formas de controle e armazenar os resultados obtidos.

45

4.3 RESULTADOS SIMULAÇÃO

O Gráfico 1 possibilita a observação dos resultados do Tracking fator (relação

entre a potência obtida e a potência máxima) para a simulação dos três métodos de

rastreamento do ponto de máxima potência estudados, para as condições de

simulação do dia 1 apresentado na Tabela 3.

Gráfico 1. Tracking factor - Dia 1


Neste dia, que apresenta os menores níveis de radiação solar incidente simula

um dia nublado e apresenta resultados que mostram pouca diferença entre os

métodos estudados. É observável por meio do Gráfico 1 que os melhores resultados

são obtidos entre as 10:00 e 13:00 horas, justamente no período que apresenta os

maiores níveis de radiação solar.

Não fica de forma clara uma grande diferença no rendimento dos métodos para

este dia, em muitos momentos as linhas se encontram sobrepostas, principalmente

as linhas dos métodos CI e VC. A linha do método P&O algumas vezes aparece

0,00000

0,20000

0,40000

0,60000

0,80000

1,00000

1,20000

06

:00

06

:21

06

:42

07

:03

07

:24

07

:45

08

:06

08

:27

08

:48

09

:09

09

:30

09

:51

10

:12

10

:33

10

:54

11

:15

11

:36

11

:57

12

:18

12

:39

13

:00

13

:21

13

:42

14

:03

14

:24

14

:45

15

:06

15

:27

15

:48

16

:09

16

:30

16

:51

17

:12

Tra

ckin

g facto

r

Hora : minutos

VC P&O CI

46

ligeiramente abaixo das demais linhas, o que indica um menor rendimento nesses

instantes.

Essa pouca diferença entre os rendimentos dos métodos possivelmente ocorre

por conta da pequena margem de possibilidades para alterações na tensão dada

pelos baixos níveis de radiação solar incidente nas placas apresentados por esse dia.

Os resultados do Tracking factor dos métodos estudados calculado para o

segundo dia de simulação podem ser observados a partir do Gráfico 2.



Para o dia 2, que entre os três dias analisados simula o dia com maior radiação

solar incidente, os resultados exibidos no Gráfico 2 possibilitam a observação de uma

diferença entre os rendimentos dos métodos estudados. O método VC apresenta o

pior resultado, estando visivelmente abaixo nos instantes em que os outros métodos

apresentam os melhores resultados.

Quanto à comparação entre os métodos P&O e CI, na maioria do tempo de

simulação ambos os métodos apresentam resultados praticamente iguais, porém o

0,00000

0,20000

0,40000

0,60000

0,80000

1,00000

1,20000

06

:00

06

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:01

07

:21

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:42

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:02

08

:22

08

:43

09

:03

09

:24

09

:44

10

:04

10

:25

10

:45

11

:06

11

:26

11

:46

12

:07

12

:27

12

:48

13

:08

13

:28

13

:49

14

:09

14

:30

14

:50

15

:10

15

:31

15

:51

16

:12

16

:32

16

:52

17

:13

Tra

ckin

g facto

r

Hora : minutos

VC P&O CI

47

método P&O em alguns instantes apresentou valores ligeiramente abaixo dos

apresentados pelo método CI.

A Figura 22 Mostra os instantes das 12:00 as 14:00 do Gráfico 2 ficando

possível a observação mais clara do comportamento dos métodos.

Figura 22. TF para os métodos entre os instantes 12:00 a 14:00 do dia 2


Os resultados do Tracking factor apresentados no dia 3 são observados no

Gráfico 3.



0,00000

0,20000

0,40000

0,60000

0,80000

1,00000

1,20000

06

:00

06

:21

06

:43

07

:04

07

:26

07

:48

08

:09

08

:31

08

:52

09

:14

09

:36

09

:57

10

:19

10

:40

11

:02

11

:24

11

:45

12

:07

12

:28

12

:50

13

:12

13

:33

13

:55

14

:16

14

:38

15

:00

15

:21

15

:43

16

:04

16

:26

16

:48

17

:09

Tra

ckin

g facto

r

Hora : minutos

VC P&O CI

48

O terceiro dia, que simula um dia com uma radiação intermediária em relação

aos demais, apresentou resultados com características semelhantes, aos

apresentados no segundo dia, porém com um período de aproximação do valor

máximo do fator menor, por conta dos menores níveis de radiação. Mais uma vez o

método CI apresentou os melhores resultados, seguido de perto pelo método P&O e

por último o método VC.

Essa diferença nos níveis de intensidade da radiação solar nos três dias buscou

expor o sistema a diferentes condições para uma maior abrangência quanto a

situações possíveis no sistema a ser simulado.

Analisando agora de uma forma geral características dos resultados obtidos,

no período de transição, onde o TF apresenta valores intermediários, os métodos

obtém resultados aproximadamente iguais, não sendo período determinante no

resultado final da comparação.

Tais comportamentos gráficos mostram deficiências dos métodos P&O e VC, o

rendimento abaixo dos demais do método VC pode ser justificado por conta dos níveis

de tensão para o PMP em determinados instantes da simulação estarem diferentes

do nível de tensão pré-estabelecido em que o sistema é mantido com este método.

Por sua vez, o comportamento da curva do método P&O observado nos Gráfico

2 ou 3 mostra que este método se mantém no PMP ou próximo durante a maioria do

tempo, apresentando oscilações, ou seja, em alguns instantes ele sai do PMP, isso

ocorre possivelmente por conta do erro em regime permanente que esse método

apresenta durante o seu funcionamento.

Dos três métodos estudados, o CI se mantém por mais tempo no PMP, ele

também é o método mais complexo entre eles. Não apresenta tantas oscilações

quanto o P&O se mantendo estável durante o seu funcionamento.

Os resultados gráficos dos três dias mostraram indicações de que o método CI

apresentou os melhores resultados na simulação, seguido pelo método P&O e por

último o método VC. Tal diferença de rendimento é melhor observável nos momentos

em que os melhores resultados do TF são obtidos.

49

Para melhor interpretação dos resultados, um tratamento estatístico foi

realizado com os resultados obtidos nas simulações e tais resultados expostos na

Tabela 5, a média aritmética do TF foi calculada para cada método em cada dia

simulado e também a média geral de cada método.

Tabela 5. Médias aritméticas do Tracking factor obtidas com as simulações

Método Média dia 1 Média dia 2 Média dia 3 Média geral

VC 0,79820 0,92449 0,85774 0,86014

P&O 0,79755 0,96359 0,88003 0,88039

CI 0,79829 0,96407 0,88009 0,88082 Fonte: Autoria própria.

Para o dia 1, o melhor resultado é apresentado pelo método CI, seguido pelo

método VC e por último o método P&O, sendo a diferença entre os dois primeiros

observada apenas na quinta casa decimal. O segundo dia tem o método CI mais uma

vez com o melhor resultado, desta vez seguido pelo método P&O e em último o

método VC. No terceiro dia, a ordem dos melhores resultados repete o dia 2. Por fim

a média geral dos três dias apresenta o método CI com o melhor resultado, seguido

pelo método P&O e em seguida o método VC.

Tais resultados da Tabela 5, reforçada pela observação gráfica indicam de

forma clara que o método CI apresenta melhores valores do TF dentre os métodos de

rastreamento do ponto de máxima potência em módulos fotovoltaicos, seguido pelo

método P&O com uma pequena margem de diferença de 0,00043 e por último o

método VC, com uma diferença para o primeiro de 0,02068.

Seguindo com os resultados da simulação dos métodos, nos Gráficos 4, 5 e 6

podem ser observados os níveis de potência gerada a cada dia por cada um dos

métodos, obtidos da mesma simulação realizada em que os valores utilizados para o

cálculo do TF foram conseguidos. A exposição de tais dados é importante para a

confirmação dos resultados obtidos com o cálculo do TF e para a comparação com os

níveis de potência obtidos com a montagem experimental do sistema apresentado.

50

Gráfico 4. Potência gerada - Dia 1


Assim como no Gráfico 1 não é possível observar no Gráfico 4 uma diferença

considerável entre os resultados dos métodos estudados, as linhas que que

representam cada método se encontram sobrepostas no gráfico.



Assim como o Gráfico 2 para o TF no Gráfico 5 é possível observar uma

diferença entre as potências geradas pelos três métodos, mais uma vez o método CI

0,00000

1,00000

2,00000

3,00000

4,00000

5,00000

6,00000

06

:00

06

:20

06

:40

07

:01

07

:21

07

:42

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:02

08

:22

08

:43

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:03

09

:24

09

:44

10

:04

10

:25

10

:45

11

:06

11

:26

11

:46

12

:07

12

:27

12

:48

13

:08

13

:28

13

:49

14

:09

14

:30

14

:50

15

:10

15

:31

15

:51

16

:12

16

:32

16

:52

17

:13

Potê

ncia

(W

)

Hora : minutosVC P&O CI

0,00000

2,00000

4,00000

6,00000

8,00000

10,00000

12,00000

06

:00

06

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06

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07

:03

07

:24

07

:45

08

:06

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:27

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:48

09

:09

09

:30

09

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10

:12

10

:33

10

:54

11

:15

11

:36

11

:57

12

:18

12

:39

13

:00

13

:21

13

:42

14

:03

14

:24

14

:45

15

:06

15

:27

15

:48

16

:09

16

:30

16

:51

17

:12

Potê

ncia

(W

)

Hora : minutos

VC P&O CI

51

apresentou o melhor resultado, tendo gerado os maiores níveis de potência, seguido

de perto pelo método P&O e por último o método VC.



No Gráfico 6 é observável que nos resultados de potência gerada para o dia 3

continua CI, P&O e VC respectivamente nessa ordem, com os maiores níveis de

potência gerada, de forma semelhante aos níveis de TF observados no Gráfico 3.

De forma geral, nos gráficos que foram observados os níveis de potência

gerada pelo módulo fotovoltaico durante as simulações apresentaram comportamento

semelhante aos gráficos em que foi observado o comportamento do TF, confirmando

em todos os dias simulados os resultados. Na Tabela 6 é possível observar os valores

das médias aritméticas dos níveis das potências geradas para cada dia de simulação

bem como a média geral de cada método.

Tabela 6. Médias aritméticas das potências geradas obtidas nas simulações

Método Média dia 1

(W) Média dia 2

(W) Média dia 3

(W) Média geral

(W)

VC 2,62683 6,98919 4,65085 4,75562

P&O 2,62675 7,35861 4,82327 4,93621

CI 2,62686 7,36433 4,82487 4,93869


0,00000

1,00000

2,00000

3,00000

4,00000

5,00000

6,00000

7,00000

8,00000

9,00000

06

:00

06

:20

06

:40

07

:01

07

:21

07

:42

08

:02

08

:22

08

:43

09

:03

09

:24

09

:44

10

:04

10

:25

10

:45

11

:06

11

:26

11

:46

12

:07

12

:27

12

:48

13

:08

13

:28

13

:49

14

:09

14

:30

14

:50

15

:10

15

:31

15

:51

16

:12

16

:32

16

:52

17

:13

Potê

ncia

(W

)

Hora : minutos

VC P&O CI

52

Os valores de potência gerada observados por meio da Tabela 6 mostram que

a classificação de cada método de rastreamento do ponto de máxima potência em

módulos fotovoltaicos é exatamente a mesma apresentada na Tabela 5 em que foram

observados os resultados do TF. Sendo no dia 1 CI, VC e P&O, respectivamente, os

métodos que mais geraram potência elétrica, e nos restantes dos dias e na média

geral a ordem dos maiores geradores de potência foram CI, P&O e VC

respectivamente.

4.4 ALGORITMOS PARA IMPLEMENTAÇÃO

Os algoritmos utilizados para implementação estão contidos dentro dos códigos

em linguagem C utilizados para gravação no microcontrolador e estão nos Apêndices

D, E e F deste trabalho. Tais algoritmos seguem as mesmas características

apresentadas nos algoritmos desenvolvidos para as simulações.

As principais funções utilizadas foram a conversão AD (analógico-digital), a

saída PWM e o comando de interrupções, além é claro dos cálculos realizados pelo

algoritmo do método de rastreamento do PMP.

A conversão AD foi utilizada para a leitura dos dois sensores existentes no

sistema, os sensores de tensão DC e de corrente, informações fundamentais para os

cálculos dos métodos. A saída PWM é justamente a variável de controle para a tensão

de saída do módulo fotovoltaico por meio do regulador de tensão boost. A interrupção,

que para este microcontrolador foi a partir do overflow do Timer0, foi e a melhor forma

encontrada para que a aquisição de dados ocorresse com uma boa precisão do tempo

determinado.

53

4.5 SISTEMA IMPLEMENTADO

O sistema montado experimentalmente conta com três partes principais, o

módulo fotovoltaico escolhido, o controlador e o regulador chaveado boost com um

banco de resistores conectado como carga, além dos sensores conectados entre as

partes. Tal sistema montado, ainda sem a realização das conexões, é mostrado na

Figura 23, onde (1) é o banco de resistores que é a carga do sistema, (2) é o regulador

chaveado boost, (3) é o controlador, (4) e (5) são os sensores de tensão e corrente

respectivamente, e (6) é o regulador de tensão e a bateria que alimentam o

controlador.

Figura 23. Partes do sistema experimental


A placa onde se encontra o microcontrolador conta com a entrada para a tensão

de alimentação que é feita a partir de uma bateria 9V conectada ao regulador de

tensão LM2596 que entrega 5V, conta ainda com entrada para os dois sensores, de

tensão e de corrente elétrica respectivamente, saída para um LED de sinalização de

funcionamento além da saída do sinal PWM para controle do regulador chaveado

boost.

54

Os componentes eletrônicos do regulador boost possuem os valores

apresentados na Tabela 4, sendo que os dois capacitores apresentados estão

conectados em paralelo, resultando assim em uma capacitância de 1470µF,

atendendo o valor necessário ao correto funcionamento. Possui entrada para o

módulo fotovoltaico e para o sinal PWM para o controle da tensão, além da tensão de

saída para a carga.

O banco de resistores consiste em 40 resistores de 20Ω-1/2W conectados em

uma combinação série-paralelo de modo a resultar em uma resistência de 50Ω e com

uma potência máxima de 20W, sendo assim capaz de suportar com a potência

máxima do módulo fotovoltaico que é de 10W.

Todos os equipamentos escolhidos para a implementação atendem aos

requisitos necessários ao correto funcionamento. Não houve grande dificuldade na

montagem dos sistemas, pois individualmente consistem em equipamentos de comum

utilização durante o curso de graduação em Engenharia Elétrica.

O sistema para implementação experimental desenvolvido para o estudo dos

métodos por este trabalho, montado e com todas as conexões realizadas pode ser

observado na Figura 24.

Figura 24. Sistema experimental com todas as conexões realizadas


55

Para o funcionamento simultâneo dos métodos, a Figura 25 mostra os três

exemplares do sistema implementado experimentalmente (a), bem como os três

módulos fotovoltaicos utilizados (b).

Figura 25. Montagem final para realização das medidas experimentais, (a) sistema experimental desenvolvido e (b) módulos fotovoltaicos utilizados.


A montagem dos três sistemas idênticos, com o funcionamento simultâneo que

possibilitou a comparação dos resultados apresentados por cada um dos métodos de

rastreamento do PMP estudado.

4.6 RESULTADOS SISTEMA EXPERIMENTAL

Estes gráficos obtidos experimentalmente têm como objetivo principal

confirmar o comportamento ou não dos resultados obtidos em simulação.

Não existiu a possibilidade da realização cálculo do TF para o sistema

experimental por não haver a possibilidade do monitoramento das condições de

radiação solar e temperatura junto ao módulo fotovoltaico nos momentos de medição

por falta de equipamentos disponíveis com esta finalidade. O Gráfico 7 mostra a

potência gerada pelo sistema experimental por cada método estudado para o dia 12

de maio.

56

Gráfico 7. Potência elétrica gerada no dia 12 de maio de 2018


Pode-se perceber pelo Gráfico 7, que durante aproximadamente 4 horas de

funcionamento, na maior parte do tempo os métodos CI e P&O apresentaram os

maiores níveis de potência gerada, enquanto que o método VC apresenta uma grande

variação em seus níveis de geração de potência elétrica. Na Fig. É possível observar

melhor o comportamento dos métodos durante o período das 10:40 as 11:50.

Figura 26. Potência gerada entre as 10:40 as 11:50 horas


O comportamento gráfico do sistema implementado apresenta diferenças em

relação ao comportamento da potência gerada em simulador por conta da

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

10

:00

10

:08

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:16

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:24

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:32

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:04

11

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:28

11

:36

11

:44

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:52

12

:00

12

:08

12

:16

12

:24

12

:32

12

:40

12

:48

12

:56

13

:04

13

:12

13

:20

13

:28

13

:36

13

:44

13

:52

14

:00

Potê

ncia

gera

da (

W)

Hora : minutos

VC P&O CI

57

instabilidade apresentada pelas condições atmosféricas que influenciam o

comportamento elétrico dos módulos, ou seja, a inconstância das condições, por isso

o gráfico não se mantem em determinado nível por considerável período de tempo.

A escolha da medição de apenas 4 horas para o dia 12 ocorreu para facilitar a

visualização dos resultados por meio gráfico, uma vez que os valores obtidos podem

apresentar variações consideráveis entre os instantes de amostragem, como

acontece no Gráfico 8 que mostra a geração de potência dos três métodos estudados

durante 8 horas do dia 13 de maio de 2018.



No gráfico de geração de potência elétrica para este dia a visualização

possibilita a observação de que mais uma vez o método VC apresenta os maiores

níveis de variação, enquanto te os métodos P&O e CI apresentaram níveis de geração

semelhantes a maioria do tempo, sendo o método CI com maiores níveis.

O Gráfico 9 mostra os resultados obtidos de potência elétrica gerada pelo

sistema implementado com os três métodos estudados para o dia 14 de maio durante

8 horas de funcionamento.

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

08

:40

08

:54

09

:08

09

:22

09

:36

09

:50

10

:04

10

:18

10

:32

10

:46

11

:00

11

:14

11

:28

11

:42

11

:56

12

:10

12

:24

12

:38

12

:52

13

:06

13

:20

13

:34

13

:48

14

:02

14

:16

14

:30

14

:44

14

:58

15

:12

15

:26

15

:40

15

:54

16

:08

16

:22

16

:36

Potê

ncia

gera

da (

W)

Hora : minutos

VC P&O CI

58



O Gráfico 9 apresentou comportamento com características semelhantes as

apresentadas pelo Gráfico 8. De uma forma geral, os gráficos da geração do sistema

implementado experimentalmente indicam a confirmação dos resultados obtidos nos

gráficos de geração de energia elétrica em simulação.

Como já citado, o Gráfico 7 mostra de forma mais clara o comportamento típico

dos três métodos estudados neste trabalho, revelando a semelhança entre os

métodos P&O e CI enquanto que o método VC apresenta uma maior diferença.

Para um melhor entendimento dos resultados obtidos no sistema experimental,

um tratamento estatístico dos resultados foi realizado e os dados se encontram na

Tabela 7, a média aritmética da potência obtida de cada dia estudado para cada

método, e a média aritmética considerando todos os resultados obtidos de todos os

dias para cada método estudado.

Tabela 7. Médias aritméticas das potências geradas no sistema implementado experimentalmente

Método Potência

média (W) em 12/maio

Potência média (W)

em 13/maio

Potência média (W)

em 14/maio

Potência (W) média geral

VC 6,75 6,26 6,30 6,36

P&O 7,99 6,81 6,62 6,89

CI 8,44 7,12 7,31 7,37


0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

08

:40

08

:54

09

:08

09

:22

09

:36

09

:50

10

:04

10

:18

10

:32

10

:46

11

:00

11

:14

11

:28

11

:42

11

:56

12

:10

12

:24

12

:38

12

:52

13

:06

13

:20

13

:34

13

:48

14

:02

14

:16

14

:30

14

:44

14

:58

15

:12

15

:26

15

:40

15

:54

16

:08

16

:22

16

:36

Potê

ncia

gera

da (

W)

Hora : minutos

VC P&O CI

59

Os valores apresentados na Tabela 7 mostram que o método CI apresenta os

maiores níveis de potência gerada em todos os dias medidos e na média geral, em

seguida vem o método P&O, sendo o segundo em níveis de geração também todos

os dias estudados e na média geral, e por último o método VC.

Desta forma, os resultados obtidos em implementação experimental

confirmaram os resultados obtidos em simulação, e reforçam os argumentos

apresentados sobre a eficiência de cada um deles e as possíveis causas para tais

rendimentos.

Os resultados mostram que as diferenças entre os valores de potência média

geral foram maiores que os apresentados em simulação, uma diferença de 0,53W

entre os métodos VC e P&O e 1,01W entres os métodos VC e CI. Essa maior diferença

em relação a simulação pode ocorrer por conta da maior variação da localização do

PMP devido as constantes variações nas condições que influenciam o comportamento

elétrico do módulo.

60

5 CONSIDERAÇÕES FINAIS

O desenvolvimento deste estudo possibilitou a realização da análise de três

dos métodos mais utilizados no rastreamento do ponto de máxima potência em

painéis fotovoltaicos, a partir da determinação dos níveis de eficiência apresentado

por cada um dos métodos estudados. Também permitiu o desenvolvimento e

utilização de diversos recursos que auxiliaram na obtenção e validação dos

resultados, tais como o simulador desenvolvido em software e seu sistema

experimental implementado.

De uma forma geral, o método CI apresentou os melhores resultados de TF,

resultados confirmados pelos valores obtidos nos níveis de geração de potência

elétrica por cada método, tanto na situação da simulação quanto pelo sistema

implementado experimentalmente. O método P&O apresentou o segundo melhor

rendimento entre os métodos estudados, e por último o método VC, levando em

consideração as mesmas análises.

A obtenção destes resultados confirma o que se pode sugerir a partir do

conhecimento teórico dos princípios que norteiam cada método de rastreamento do

PMP em módulos fotovoltaicos, ou seja, a desvantagem do método VC em

permanecer em um valor fixo de tensão e o erro em regime permanente em se manter

no PMP do método P&O são fatores determinantes em seus respectivos rendimentos.

Diante disso, fica evidente que os objetivos propostos por esta pesquisa e o

desenvolvimento e uso de cada recurso foram alcançados.

O desenvolvimento dos algoritmos inicialmente para a utilização no simulador

baseados nos princípios de cada método ocorreu de forma correta e alcançou o

objetivo de representar cada um dos métodos estudados.

O desenvolvimento do simulador possibilitou desenvolver todos os estudos

necessários para a análise da resposta do sistema inicialmente imaginado quando

submetido as formas de controle estudadas, dentro de um ambiente onde todas as

condições que influenciam na capacidade de resposta do sistema são controladas

possibilitando assim que o rendimento da forma de controle possa ser facilmente

mensurado. Tal desenvolvimento abre a possibilidade do estudo de qualquer outro

método existente ou ainda em desenvolvimento que necessite das informações

61

disponíveis neste sistema, porém a adição de novos sensores é possível através de

blocos programáveis ou já existentes na biblioteca do software.

Os códigos para a implementação no sistema experimental conseguiram

cumprir seus papeis e se comportaram conforme o princípio de controle de cada

método realizando os cálculos necessários, ao mesmo tempo em que realizou

conversões AD, forneceu sinal de controle PWM em uma de suas saídas e possibilitou

gravação em memória não volátil os resultados importantes para o desenvolvimento

do trabalho de pesquisa proposto.

O sistema experimental montado conseguiu atingir seus objetivos e pôs em

funcionamento todas as funções solicitadas pelo código utilizado para a

implementação. Funcionou de forma robusta e eficaz, atendendo a todas as

necessidades da pesquisa.

Neste sentido, o desenvolvimento dos recursos aqui utilizados como o

simulador e o sistema experimental implementado e os resultados obtidos contribuem

para o aumento da eficiência e a consequente diminuição dos custos da geração de

energia elétrica através de módulos fotovoltaicos.

Dada a importância da área pesquisada, faz-se necessária a continuação da

realização de pesquisas sobre maneiras de como melhorar a eficiência das formas de

geração de energia elétrica limpa e renovável. É uma maneira de tentar garantir

acesso a uma energia elétrica com menores custos de produção e de fontes

renováveis que podem garantir uma segurança energética a médio e longo prazo.

Recomenda-se para trabalhos futuros a o estudo de diferentes métodos dos

aqui apresentados, a melhoria do simulador e do sistema experimental e o

desenvolvimento de novos métodos a partir das ferramentas desenvolvidas neste

trabalho.

62

REFERÊNCIAS

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utilizando LabVIEW. UNESP. Guaratinguetá, p. 45. 2015.

65

APÊNDICE A – ALGORITMO DO MÉTODO DA TENSÃO CONSTANTE

%%Algoritmo bloco controlador %%TENSÃO CONSTANTE %%Emerson Gonçalves de Lima Santos %%PFC - IFBA - 2018 function Output(block) E1=block.InputPort(1).Data; %% FAZ LEITURA DA ENTRADA 1 E2=block.InputPort(2).Data; %% FAZ LEITURA DA ENTRADA 2 Vin=E1; Vref= 18.00; ajust = 0.025; int d; if Vin == 15 d = 0.2; end a=d; if Vin < Vref inc = ajust * ( Vref - Vin ); d = a - inc; end if Vin > Vref inc = ajust * ( Vin - Vref ); d = a + inc; end if d < 0.050 d=0.051; end if d > 0.71 d = 0.7; end

block.OutputPort(1).Data = d;%% PROCESSA SAÍDA

end

66

APÊNDICE B – ALGORITMO DO MÉTODO PERTURBA E OBSERVA

%%Algoritmo bloco controlador %%PERTURBA E OBSERVA %%Emerson Gonçalves de Lima Santos %%PFC - IFBA - 2018 function Output(block) E1=block.InputPort(1).Data;%% FAZ LEITURA DA ENTRADA 1 E2=block.InputPort(2).Data;%% FAZ LEITURA DA ENTRADA 2 int P2; int V2; int I2; int d; Vin=E1; Iin=E2; inc=0.02; if Vin==15; P2=0;V2=0;I2=0;d=0.2; end a=d; Pin=Vin*Iin; if Pin > P2 if Vin > V2 d=a-inc; end if Vin < V2 d=a+inc; end end if Pin < P2 if Vin > V2 d=a+inc; end if Vin < V2 d=a-inc; end end if d < 0.050 d=0.051; end if d> 0.71 d=0.70;end block.OutputPort(1).Data = d;%% PROCESSA SAÍDA P2=Pin;V2=Vin;I2=Iin; end

67

APÊNDICE C – ALGORITMO DO MÉTODO DA CONDUTÂNCIA

INCREMENTAL

%%Algoritmo bloco controlador %%CONDUTÂNCIA INCREMENTAL %%Emerson Gonçalves de Lima Santos %%PFC - IFBA - 2018 function Output(block) int V2; int I2; int d; E1=block.InputPort(1).Data;%% FAZ LEITURA DA ENTRADA 1 E2=block.InputPort(2).Data;%% FAZ LEITURA DA ENTRADA 2 Vin=E1;Iin=E2;inc=0.02; if Vin==15; V2=0;I2=0;d=0.2; end a=d; deltaV = Vin-V2; deltaI = Iin-I2; if ((-0.01) <= deltaV) && ( deltaV <= 0.01) if deltaI ==0 end if deltaI < 0 d=a+inc; end if deltaI > 0 d=a-inc; end else dif= (deltaI/deltaV)+(Iin/Vin); if (dif < 0.01) && (dif > (-0.01)) else if (deltaI/deltaV) < (-Iin/Vin) d=a+inc; else d=a-inc; end end end if d> 0.71 d=0.7; end if d < 0.05 d=0.051; end block.OutputPort(1).Data = d;%% PROCESSA SAÍDA V2=Vin;I2=Iin; End

68

APÊNDICE D – CÓDIGO EM C IMPLEMENTAÇÃO DO MÉTODO DA TENSÃO

CONSTANTE

//Método da tensão constante

//Código para PIC16F877A

//Emerson Gonçalves de Lima Santos

//PFC - IFBA - 2018

//Variáveis

int counter = 0x00;

int cont = 0x00;

int leituraTen ;

int leituraCor ;

unsigned long Ten, Cor, Pot, ajust, inc;

unsigned char PotMemo;

unsigned short percent_duty = 20; int Vref = 1000;

#define ajustTen 2.44379;

#define ajustCor 0.4888;

void interrupt()

if(T0IF_bit)

counter++;

TMR0 = 0x06;

if(counter == 7500)

if (cont < 0xFF)

EEPROM_Write (cont , PotMemo);

delay_ms(10);

cont++;

RB4_bit = ~RB4_bit;

counter = 0x00;

T0IF_bit = 0x00;

void main()

69

OPTION_REG = 0x87;

GIE_bit = 0x01; PEIE_bit = 0x01; T0IE_bit = 0x01; TMR0 = 0x06;

TRISB.RB4 = 0x00; RB4_bit = 0x00;

ADCON1 = 0x80; CMCON = 0x07; TRISA = 0xFF;

PWM1_Init(25000); PWM1_Start(); PWM1_Set_Duty((percent_duty*255)/100);

while(1)

PWM1_Set_Duty ((percent_duty*255)/100);

leituraTen = ADC_Read(0); leituraCor = ADC_Read(1);

Ten = leituraTen * ajustTen; Cor = leituraCor * ajustCor;

Pot = Ten*Cor/100; PotMemo = Pot/4;

if ( Ten < Vref )

inc = ajust *(Vref - Ten);

percent_duty = percent_duty - inc;

if (Ten > Vref)

inc = ajust *(Ten - Vref);

percent_duty = percent_duty + inc;

//Limitações duty_cicle

if (percent_duty < 3) percent_duty = 4;

if (percent_duty > 71) percent_duty = 70;

//end while //end main

70

APÊNDICE E – CÓDIGO EM C IMPLEMENTAÇÃO DO MÉTODO PERTURBA

E OBSERVA

//Método perturba e observa



//PFC - IFBA - 2018

//Variáveis

int counter = 0x00;

int cont = 0x00;

int leituraTen, leituraCor ;

unsigned long Ten, Cor, Pot;

unsigned long P2 = 0;

unsigned long V2 = 0;

unsigned long I2 = 0;


unsigned short percent_duty = 20;

int inc = 2;



void interrupt()

if(T0IF_bit)

counter++;

TMR0 = 0x06;

if(counter == 7500)

if (cont < 0xFF)


delay_ms(10);

cont++;

71

RB4_bit = ~RB4_bit;

counter = 0x00;

T0IF_bit = 0x00;

void main()

OPTION_REG = 0x87;

GIE_bit = 0x01;

PEIE_bit = 0x01;

T0IE_bit = 0x01;

TMR0 = 0x06;

TRISB.RB4 = 0x00;

RB4_bit = 0x00;

ADCON1 = 0x80;

CMCON = 0x07;

TRISA = 0xFF;

PWM1_Init(25000;

PWM1_Start();

PWM1_Set_Duty((percent_duty*255)/100);

while(1)





if (Pot > P2)

if (Ten > V2) percent_duty = percent_duty - inc;

else percent_duty = percent_duty + inc;

if (Pot < P2)

if (Ten > V2) percent_duty = percent_duty + inc;

else percent_duty = percent_duty - inc;



P2 = Pot; V2 = Ten;

72

APÊNDICE F – CÓDIGO EM C IMPLEMENTAÇÃO DO MÉTODO DA

CONDUTÂNCIA INCREMENTAL

//Método da condutância incremental



//PFC - IFBA - 2018

int counter = 0x00;

int cont = 0x00;

int leituraTen, leituraCor ;

unsigned long Ten, Cor, Pot;

unsigned long P2 = 0;

unsigned long V2 = 0;

unsigned long I2 = 0;


unsigned short percent_duty = 20;

int deltaV = 0;

int deltaI = 0;

unsigned long dif;



void interrupt()

if(T0IF_bit)

counter++;

TMR0 = 0x06;

if(counter == 7500)

if (cont < 0xFF)


delay_ms(10);

cont++;

73

RB4_bit = ~RB4_bit;

counter = 0x00;

T0IF_bit = 0x00;

void main()

OPTION_REG = 0x87;

GIE_bit = 0x01; PEIE_bit = 0x01; T0IE_bit = 0x01;

TMR0 = 0x06; TRISB.RB4 = 0x00; RB4_bit = 0x00;

ADCON1 = 0x80; CMCON = 0x07; TRISA = 0xFF;

PWM1_Init(25000); PWM1_Start();

PWM1_Set_Duty((percent_duty*255)/100);

while(1)





deltaV = (int)Ten - (int)V2 ; deltaI = (int)Cor - (int)I2 ;

if ( ( abs(deltaV) ) <= 10)

if (abs(deltaI) <= 1)

else

if ((deltaI) > 0) percent_duty = percent_duty - 2;

else percent_duty = percent_duty + 2;

else

dif =(deltaI/deltaV)+(Cor/Ten);

if ( dif < 1)

else

if (((deltaI)/(deltaV)) < ( -Cor/Ten)) percent_duty = percent_duty + 2;

else percent_duty = percent_duty - 2;



P2 = Pot; V2 = Ten; I2 = Cor;

Émerson gonçalves de lima santos determinaÇÃo do ponto …

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