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Operação e controlo de redes em ilha
Parte I – Avaliação da maturidade das tecnologias existentes
João Luís de Brito Medeiros
Dissertação para obtenção do Grau de Mestre em
Engenharia Electrotécnica e de Computadores
Júri
Presidente: Prof. Doutor Paulo José da Costa Branco
Orientador: Prof. Doutor Pedro Manuel Santos de Carvalho
Co-orientador: Profª. Doutora Célia Maria Santos Cardoso de Jesus
Vogal: Profª. Doutora Sónia Maria Nunes dos Santos Paulo Ferreira Pinto
Novembro de 2010
I
Agradecimentos
Em primeiro lugar devo prestar o meu agradecimento ao Professor Pedro Carvalho e à
Professora Célia de Jesus, respectivamente orientador e co-orientadora da minha dissertação de
mestrado, pela sua disponibilidade, simpatia e pelas sugestões que sempre me foram transmitindo,
sem as quais tudo teria sido mais difícil.
Agradeço igualmente ao Professor Gil Marques que gentilmente prestou contributo, com o
seu conhecimento transversal nas várias temáticas abordadas neste trabalho.
Devo também destacar a boa colaboração que tive com o Paulo Ferreira na definição e
elaboração dos pontos em comum entre as duas dissertações, com quem sempre existiu um espírito
de cooperação que saúdo.
Por último deixo um particular obrigado aos meus pais por me terem despertado o interesse
pelo conhecimento e realização profissional, assim como à minha família, que sempre esteve
presente e me apoiou. Incentivos fundamentais à concretização deste objectivo.
II
III
Abstract
During almost a century there were no concerns about pollution of centralized production.
However, further policies related to reduction of greenhouse gas emissions from burning of fossil fuels
led to an increase of distributed generation, which brought grid integration issues and new system
operator concerns.
This work presents the microgrids as a local alternative to the present electrical power system,
allowing for the massification of the distributed generation in a controlled way, with no decrease in the
quality of the service rendered. It even aims at improving it, by implementing energy storage devices
which, apart from its main task of mitigating the consequences of the intermittent generation based on
renewable, plays an important role on the stability of the electrical grid.
More specifically, after a previous description, one assesses the present state of maturity of
the main technologies referring to generation and storage devices, such as photovoltaic panels, wind
turbines, Flywheels, batteries and supercapacitors, as well as some of its subsystems.
A modelling of each of these techniques is carried out, which provides a basis for studying its
behaviour and which allows for a posterior use in the second part of this set of dissertations, under the
topic operation and control of microgrids.
Dissertation ends with a discussion of technologies maturity, taking into account the technical
characteristics, reaching conclusions about its development level and applicability, integrating a
microgrid as well as the conventional electrical grid.
Keywords
Microgrids, distributed generation, microgeneration, energy storage systems, electrical models.
IV
V
Resumo
A rede eléctrica quando projectada, pretendia fornecer energia aos clientes através de um
pequeno número de centrais com centenas de . Contudo, posteriores preocupações respeitantes
à redução das emissões de gases poluentes levaram ao constante aumento da geração distribuída, o
que trouxe novos desafios à sua correcta integração na rede e ao operador do sistema.
Este trabalho sugere a rede em ilha como uma alternativa local ao actual sistema de energia
eléctrica, permitindo a massificação da geração distribuída de uma forma controlada e sem diminuir a
qualidade do serviço prestado. Pretendendo até melhorá-lo, implementando sistemas de
armazenamento de energia, que para além da sua principal tarefa de atenuar as consequências da
geração intermitente, baseada em renováveis, tem um papel importante na estabilidade das
grandezas eléctricas da rede.
Concretamente, após uma descrição prévia, é avaliado o actual estado de maturidade das
principais tecnologias referentes à geração e armazenamento de energia, como são os painéis
fotovoltaicos, aerogeradores, Flywheels, baterias e supercondensadores, passando por alguns dos
seus subsistemas.
É efectuada uma modelação de cada uma destas técnicas, o que faculta uma base de estudo
do seu comportamento e que permite uma posterior utilização na segunda parte deste conjunto de
dissertações com o tema operação e controlo de redes em ilha.
Termina-se com uma discussão crítica relativa ao actual panorama destas tecnologias tendo
em conta as características técnicas abordadas, sendo retiradas conclusões acerca do seu actual
estado de desenvolvimento e da sua aplicabilidade, integradas numa rede em ilha assim como numa
rede em geral.
Palavras-chave
Rede em ilha, geração distribuída, microgeração, sistemas de armazenamento de energia, modelos
eléctricos.
VI
VII
Índice
1. Introdução ........................................................................................................................................ 1
1.1. Contextualização ..................................................................................................................... 1
1.2. Motivação ................................................................................................................................ 2
1.3. Estrutura da Dissertação ......................................................................................................... 3
2. Redes em Ilha.................................................................................................................................. 4
2.1. O Conceito ............................................................................................................................... 4
2.2. Integração da Rede em Ilha .................................................................................................... 5
2.3. Arquitecturas de Controlo ........................................................................................................ 6
2.3.1. Controlo Central............................................................................................................... 6
2.3.2. Controlo Local .................................................................................................................. 8
3. Geração Distribuída ....................................................................................................................... 10
3.1. Tecnologias de Geração Distribuída ..................................................................................... 10
3.2. Painéis Fotovoltaicos ............................................................................................................. 14
3.2.1. Células Fotovoltaicas .................................................................................................... 14
3.2.2. Tecnologias Associadas à Melhoria do Desempenho .................................................. 16
3.2.3. Modelo Matemático ....................................................................................................... 18
3.2.4. Módulos Fotovoltaicos ................................................................................................... 21
3.2.5. Díodo Bypass ................................................................................................................ 22
3.2.6. Conversor Electrónico ................................................................................................... 24
3.2.7. Simulação ...................................................................................................................... 27
3.3. Aerogeradores ....................................................................................................................... 32
3.3.1. Descrição ....................................................................................................................... 32
3.3.2. Conversor Electromecânico .......................................................................................... 34
3.3.3. Modelo da Turbina ......................................................................................................... 35
3.3.4. Ponto de Potência Máxima ............................................................................................ 36
3.3.5. Simulação ...................................................................................................................... 37
4. Armazenamento de Energia .......................................................................................................... 41
4.1. Flywheels ............................................................................................................................... 44
4.1.1. Descrição ....................................................................................................................... 44
4.1.2. Máquina Eléctrica .......................................................................................................... 45
VIII
4.1.3. Conversor Electrónico ................................................................................................... 47
4.1.4. Modelo ........................................................................................................................... 47
4.1.5. Simulação ...................................................................................................................... 49
4.2. Baterias .................................................................................................................................. 52
4.2.1. Descrição ....................................................................................................................... 52
4.2.2. Reacções químicas e Termodinâmica .......................................................................... 53
4.2.3. Factores que influenciam o desempenho ..................................................................... 54
4.2.4. Estado de arte ............................................................................................................... 56
4.2.5. Conversor Electrónico ................................................................................................... 58
4.2.6. Modelo ........................................................................................................................... 59
4.2.7. Simulação ...................................................................................................................... 61
4.3. Supercondensadores ............................................................................................................ 65
4.3.1. Descrição ....................................................................................................................... 65
4.3.2. Supercondensadores e Baterias ................................................................................... 67
4.3.3. Balanço de Carga .......................................................................................................... 68
4.3.4. Modelo ........................................................................................................................... 69
4.3.5. Simulação ...................................................................................................................... 71
5. Discussão Crítica ........................................................................................................................... 74
5.1. Geração Distribuída ............................................................................................................... 74
5.2. Armazenamento de Energia .................................................................................................. 78
6. Conclusão ...................................................................................................................................... 81
Bibliografia ............................................................................................................................................. 83
Anexo A ................................................................................................................................................. 86
A.1. Painéis Fotovoltaicos ............................................................................................................. 86
A.2. Aerogeradores ....................................................................................................................... 89
A.3. Flywheels ............................................................................................................................... 91
A.4. Baterias .................................................................................................................................. 92
A.5. Supercondensadores ............................................................................................................ 95
Anexo B ................................................................................................................................................. 96
IX
Lista de Figuras
Figura 2.1. Esquema ilustrativo de um controlo centralizado numa rede em ilha [1] ............................. 6
Figura 2.2. Fluxo de informação da rede de comunicação de dados [2] ................................................ 7
Figura 3.1. Conversão radiação solar em electricidade ........................................................................ 14
Figura 3.2. Células Fotovoltaicas: (a) Monocristalinas, (b) Policristalinas e (c) Amorfos ..................... 15
Figura 3.3. (a) Painel fotovoltaico com seguidor e concentrador, (b) Energia produzida com e sem
estas tecnologias ................................................................................................................................... 17
Figura 3.4. Superfície com textura de pirâmides invertidas do silício [33] ............................................ 18
Figura 3.5. Circuito eléctrico equivalente de uma célula fotovoltaica ................................................... 18
Figura 3.6. Característica I(V) de uma célula fotovoltaica .................................................................... 20
Figura 3.7. Influência da radiação incidente e da temperatura da celúla em I(V) ................................. 21
Figura 3.8. Ramo com célula que limita a corrente ............................................................................... 22
Figura 3.9. Característica I(V) de uma célula, para tensões negativas ................................................ 22
Figura 3.10. Ligação do Díodo Bypass em paralelo com as células [33] ............................................. 23
Figura 3.11. Díodo de bloqueio à saída do módulo .............................................................................. 23
Figura 3.12. Interligação de um módulo fotovoltaico à rede ................................................................. 24
Figura 3.13. Fluxograma da técnica perturbação observação [6] ......................................................... 25
Figura 3.14. Fluxograma da técnica condutância incremental modificada [6] ...................................... 26
Figura 3.15. Diagrama de blocos do sistema fotovoltaico .................................................................... 27
Figura 3.16. Comportamento da potência de saída para uma variação de 25°C da temperatura das
células .................................................................................................................................................... 28
Figura 3.17. Comportamento da potência de saída para uma variação da radiação incidente de 1000
W/m2 ..................................................................................................................................................... 29
Figura 3.18. Potência de saída das técnicas de controlo de potência máxima, com destaque para a
ondulação produzida por cada uma ...................................................................................................... 29
Figura 3.19. Potência de saída, corrente e tensão, para a variação da radiação incidente ................. 30
Figura 3.20. Esquema de uma turbina eólica típica [10] ....................................................................... 32
Figura 3.21. Diagrama de blocos do aerogerador ................................................................................ 38
Figura 3.22. Perfil da velocidade do vento verificada e da velocidade teórica na turbina .................... 39
Figura 3.23. Coeficiente Cp e potência de saída registada, para a a variação da velocidade do vento
teórica .................................................................................................................................................... 40
Figura 4.1. Densidade de Energia e Potência [18] ............................................................................... 42
Figura 4.2. Flywheel em corte [38] ........................................................................................................ 44
Figura 4.3. Esquema ilustrativo das ligações entre o Conversor, a Máquina Eléctrica e a Flywheel ... 47
Figura 4.4. Massa de Inércia ................................................................................................................. 47
Figura 4.5. Diagrama de Blocos da Flywheel........................................................................................ 49
Figura 4.6. Potência de referência e Potência de saída da Flywheel, com destaque para o tempo de
resposta ................................................................................................................................................. 50
X
Figura 4.7. Evolução da Energia Armazenada e Velocidade Angular .............................................. 51
Figura 4.8. Tensão de saída em função da corrente interna ................................................................ 54
Figura 4.9. Avaliação do ciclo de vida de diferentes famílias de baterias [24] ..................................... 56
Figura 4.10. Esquema ilustrativo do Conversor utilizado para a interface entre a bateria e a rede ..... 58
Figura 4.11. Modelos eléctricos da bateria: (a) Thevenin, (b) Impedância, (c) Execução [22] ............. 59
Figura 4.12. Modelo escolhido [22] ....................................................................................................... 60
Figura 4.13. Diagrama de blocos do modelo da bateria ....................................................................... 62
Figura 4.14. Potência de referência e potência de saída da bateria .................................................... 62
Figura 4.15. Corrente interna da bateria ............................................................................................... 63
Figura 4.16. Tensão aos terminais do módulo e percentagem do estado de carrega ......................... 63
Figura 4.17. Ilustra o interior de um supercondensador double-layer .................................................. 65
Figura 4.18. Esquemas de balanço de carga: (a)Resistência Passiva, (b)Resistência com Interruptor,
(c)Conversor DC-DC e (d)Diodo Zener [29] .......................................................................................... 68
Figura 4.19. Modelo de um condensador .............................................................................................. 69
Figura 4.20. Modelo considerado para o supercondensador ................................................................ 70
Figura 4.21. Diagrama de blocos do modelo de supercondensadores ................................................ 72
Figura 4.22. Potência de referência e potência de saída do sistema de supercondensadores ........... 72
Figura 4.23. Evolução da tensão e da corrente do sistema ao longo do tempo de simulação ............ 73
Figura A.1. Bloco PV [8] ........................................................................................................................ 86
Figura A.2. Bloco Controlo Pmax - P&O [6] .......................................................................................... 87
Figura A.3. Bloco Controlo Pmax - IncCond Mod. [6] ........................................................................... 88
Figura A.4. Bloco Limite Velocidade ..................................................................................................... 89
Figura A.5. Bloco Pm ............................................................................................................................. 90
Figura A.6. Bloco Cp ............................................................................................................................. 90
Figura A.7. Bloco Limite E ..................................................................................................................... 91
Figura A.8. Bloco Rendimento .............................................................................................................. 91
Figura A.9. Bloco T(P) ........................................................................................................................... 92
Figura A.10. Limite P e I ........................................................................................................................ 92
Figura A.11. Bloco Bateria [21] ............................................................................................................. 93
Figura A.12. (a) Bloco RC, (b) Bloco Rserie, (c) Bloco RC Curto ou RC Longo ................................... 94
Figura A.13. Bloco Limite P e I .............................................................................................................. 95
Figura A.14. Bloco Supercondensador ................................................................................................. 95
XI
Lista de Tabelas
Tabela 3.1. Características importantes das tecnologias de geração distribuída [32] ......................... 12
Tabela 3.2. Características técnicas do painel fotovoltaico KC200GT [35] .......................................... 27
Tabela 3.3. Características técnicas da turbina eólica Nordex S77 [36] .............................................. 37
Tabela 4.1. Comparativo entre características de tecnologias de armazenamento de energia [24] .... 42
Tabela 4.2. Vantagens e desvantagens das máquinas mais utilizadas [15] ........................................ 46
Tabela 4.3. Flywheel PowerStore 500 do fabricante Powercorp, 500 kW [37] ..................................... 49
Tabela 4.4. Propriedades relevantes do ânodo e do cátodo [21] ......................................................... 52
Tabela 4.5. Vantagens e desvantagens de tipos de baterias com aplicação no SEE .......................... 57
Tabela 4.6. Propriedades de uma célula de bateria. Modelo: PL-383562 [39] ..................................... 61
Tabela 4.7. Especificações técnicas dos supercondensadores Maxwell BCAP3000 P270 e ESMA EC
353 ......................................................................................................................................................... 67
Tabela 4.8. Vantagens e desvantagens dos supercondensadores em comparação com as baterias 68
Tabela 4.9. Especificações técnicas do supercondensador Maxwell BCAP3000 P270 [40] ................ 71
Tabela 5.1. Espectro de aplicações das tecnologias de armazenamento de energia .......................... 78
Tabela B.1. Dados Cp(u), fornecidos pelo fabricante da turbina S77 da Nordex [36] .......................... 96
Tabela B.2. Exemplo de alguns sistemas de armazenamento de energia com Flywheels [37] e [38] . 97
Tabela B.3. Exemplo de sistemas de armazenamento de energia em baterias [25]............................ 98
Tabela B.4. Alguns exemplares de condensadores que já se encontram no mercado ........................ 99
XII
XIII
Lista de Acrónimos
AC Alternating Current
CHP Combined Heat and Power
DC Direct Current
DG Distributed Generation
DMS Distribution Management System
DNO Distribution Network Operator
DVR Dynamic Voltage Restorer
GTO Gate Turn-off Thyristor
IGBT Insulated Gate Bipolar Transistor
LC Load Controller
MC Microsource Controller
MGCC Microgrid Central Controller
MIDA Máquina de Indução Duplamente Alimentada
MIRG Máquina de Indução com Rotor em Gaiola
MO Market Operator
MPP Maximum Power Point
MPPT Maximum Power Point Tracker
MSVV Máquina Síncrona de Velocidade Variável
PMSM Permanent Magnet Synchronous Motor
PWM Pulse Width Modulation
QEE Qualidade da Energia Eléctrica
SEE Sistemas de Energia Eléctrica
SOC State of Charge
UPS Uninterruptible Power Supply
VSI Voltage Source Inverter
XIV
1
1. Introdução
1.1. Contextualização
Nos finais do século XIX, Thomas Edison inventou a lâmpada incandescente, o que deu
origem mais tarde à construção da primeira central eléctrica. Estava dado o primeiro passo para uma
dependência energética que rapidamente se espalhou pelos países mais desenvolvidos, marcando
assim o inicio da era da electricidade.
Ao longo dos últimos cem anos, foi notório o ganho em qualidade de vida, que proporcionou
desenvolvimento a uma escala sem precedentes. O homem deixou de se valer apenas da energia
própria para alcançar as suas necessidades e objectivos, vivendo muito acima das possibilidades
humanas, tendo-se chegado actualmente a um ponto em que seria completamente incomportável
viver sem electricidade. Entrámos assim num caminho sem retrocesso, o qual necessita ser discutido
e muito bem planeado.
Nos últimos anos tem havido uma grande revolução nos mercados de energia e foram
estipuladas metas nas emissões de CO2 devido às preocupações com as alterações climáticas, o que
fomentou a introdução na rede eléctrica de fontes de energia renovável. Embora ainda em pequena
escala, é um primeiro passo na preservação do ambiente tal qual nós o conhecemos. É também
evidente a volatilidade do preço do crude, influenciado pelo incremento da procura, resultante do
constante aumento da percentagem de população mundial desenvolvida, da centralidade das
grandes extracções de petróleo e das reservas cada vez mais limitadas deste combustível fóssil.
É demais evidente a necessidade de alcançar um equilíbrio sustentável entre a Natureza e a
actividade humana, que possa fazer com que a era da electricidade prospere por muitos e bons anos.
Este é um percurso que começou a ser traçado na Europa no inicio dos anos 90, quando se iniciou a
liberalização no sector energético por parte dos vários estados membros. Formaram-se mercados de
energia, quebrando os antigos monopólios alicerçados na queima de combustíveis fósseis, criando
concorrência e alternativas na oferta de energia. Acabou por ser um impulso na diversificação e
descentralização de fontes de energia, em especial apostando em tecnologias renováveis, baseadas
em elementos naturais, como são a energia solar, a eólica e a hídrica. O conceito de
descentralização da geração tem como objectivo, para além dos ganhos a um nível económico geral,
alcançar a independência energética nacional, acrescendo a isso, a melhoria da qualidade de serviço,
maior eficiência energética e redução das perdas de transporte de energia.
A actual rede eléctrica nacional, assim como acontece em todo o mundo, é a mesma há mais
de 50 anos, acima de tudo pela sua simplicidade aliada a um baixo risco de falha. Contudo, a
introdução de um grande número de tecnologias de geração distribuída na rede, destaca as suas
limitações relativas à sobrecarga em determinadas linhas de distribuição e a influência na
estabilidade da tensão, assim como um acréscimo de complexidade na elaboração do despacho
2
energético, dada na maioria dos casos a imprevisibilidade dos seus recursos naturais. Factos que
abrem uma janela a novas soluções que possam complementar e melhorar o actual sistema eléctrico.
Nesse sentido, a rede em ilha apresenta-se como um potencial candidato a ser parte integrante da
rede e facilitar a integração de novas tecnologias de geração, apoiadas pela electrónica de potência
que permanece até hoje algo arredada das redes de energia. Para isso, esta alternativa precisa ainda
de investigação e de garantir fiabilidade à rede, aos clientes e aos produtores de energia eléctrica, de
forma a serem maximizados os benefícios e acautelados os riscos.
O conceito de rede em ilha ou micro-rede destaca-se pela possibilidade de se isolar da
restante rede a montante, caso isso seja vantajoso para os clientes, em termos económicos e da
qualidade do serviço.
1.2. Motivação
Actualmente existe bastante investigação na área das micro-redes, e têm sido apresentadas
variadas arquitecturas de controlo que ambicionam superar a robustez do actual sistema de energia
eléctrica. Esta tarefa é demais necessária para atrair atenções que possam levar à concretização da
rede em ilha. A avaliação dos alegados benefícios deve contudo ser feita rigorosamente e para isso é
crucial ter a máxima informação dos dispositivos intervenientes. Nesse campo é importante reforçar o
conhecimento das tecnologias de geração e armazenamento de energia existentes que podem vir a
integrar estas micro-redes, por serem os principais actores deste sistema em ilha, em conjunto com
os consumidores. Dessa forma elaboram-se modelos mais exactos que possibilitem um estudo prévio
consistente, aproximando os conceitos teorizados da realidade tecnológica actual e identificando
possíveis limitações técnicas que possam surgir no conjunto das unidades integrantes da rede em
ilha.
O estudo desta nova alternativa ao actual sistema de energia eléctrica vem enriquecer o
leque de opções para uma nova geração das redes eléctricas, possibilitando a abertura de novos
mercados em torno da energia, sendo fonte de emprego e de mais-valias para todos, uma vez que dá
a possibilidade a cada consumidor de ser também produtor de uma forma economicamente viável.
Conseguir-se-ia revolucionar a economia energética, terminando com a dependência do petróleo e
implantando uma economia verde, baseada em energias renováveis que podem servir até como
alavanca para um novo paradigma mundial.
3
1.3. Estrutura da Dissertação
Esta é a primeira parte de um conjunto de duas dissertações relacionadas com o tema
operação e controlo de redes em ilha. É aqui avaliado o estado de maturidade dos elementos
fundamentais a uma rede em ilha, dando particular atenção aos dispositivos de geração e
armazenamento temporário de energia. Também se pretendem conhecer as exigências a que podem
ser submetidos, bem como as limitações técnicas de cada um dos equipamentos.
A dissertação está estruturada em seis capítulos e dois anexos.
No primeiro capítulo é introduzido e contextualizado o tema da dissertação, é fundamentada a
motivação e a relevância deste trabalho no âmbito do desenvolvimento das redes em ilha.
O segundo capítulo ocupa-se da descrição do conceito de rede em ilha, passando a avaliar o
impacto da integração deste tipo de sistemas de energia eléctrica na rede, acabando por apresentar
possíveis arquitecturas de controlo e enumerando os pontos fortes e fracos de cada uma delas.
O terceiro capítulo é destinado às tecnologias de geração distribuída. Após uma identificação
das tecnologias que mais se destacam no panorama actual, onde é dada especial importância
àquelas que recorrem a fontes de energia renováveis, seguindo-se uma mais aprofundada análise
das técnicas, fotovoltaica e eólica. Começa-se por fazer a descrição dos elementos constituintes,
posteriormente uma abordagem do estado da arte, passando pela apresentação de um modelo
matemático e terminando com a realização de um diagrama de blocos em Simulink que modela o seu
comportamento a médio e longo prazo. Dá-se especial atenção à potência transferida destas
tecnologias para a electrónica de potência que por sua vez faz a interface com a rede eléctrica.
No quarto capítulo aborda-se o armazenamento de energia, focando inicialmente as
alternativas existentes para a função, e destas são desenvolvidas logo de seguida três que se
destacam no presente, e em perspectiva no futuro, como é o caso das Flywheels, das baterias e dos
supercondensadores. Neste capítulo procede-se a uma análise em geral idêntica à que já foi
detalhada para as tecnologias de geração distribuída.
Já no quinto capítulo é feita uma discussão crítica, onde são comparadas cada uma das
tecnologias de geração distribuída e de armazenamento de energia, sendo retiradas de seguida,
conclusões em relação ao seu potencial e às situações em que umas devem ser utilizadas em
detrimento das outras.
Posteriormente são apresentadas as conclusões retiradas desta dissertação, no sexto
capítulo.
Nos anexos são apresentados elementos adicionais que completam os pontos abordados ao
longo da dissertação, dos quais o anexo A é respeitante à ilustração e descrição dos subsistemas dos
modelos de cada tecnologia modelada e no anexo B são tabelados dados que elucidam o actual
panorama do armazenamento de energia.
Por último é destacada na bibliografia a documentação seguida, na qual está fundamentada a
informação assumida.
4
2. Redes em Ilha
2.1. O Conceito
Uma rede em ilha é constituída por um conjunto de geração distribuída e clientes finais de
energia eléctrica, interligados por uma pequena rede eléctrica de média ou baixa tensão,
dimensionada com o intuito de possuir recursos suficientes para abastecer os clientes que a ela estão
ligados, sendo vista pela rede eléctrica a montante como um único cliente.
As fontes de geração distribuída, são genericamente de pequena dimensão com poucas
centenas de , embora em alguns casos se possam superar os , no caso de redes em média
tensão. Tipicamente são utilizadas fontes de energia renovável, como são os painéis solares, mini-
-hídricas e aerogeradores. Mas também se recorre a produtores de energia eléctrica com base em
fontes de energia chamadas não renováveis, como é o caso das micro-turbinas a gás com e sem
sistema de cogeração, que eleva o grau de eficiência energética, ou até mesmo os bem conhecidos
Geradores a Diesel poluentes e menos eficientes.
Uma vez que as tecnologias de geração distribuída (DG) utilizadas não têm por base
conversores rotativos com grandes inércias e grande parte das DG é de natureza renovável, com
baixo nível de controlo da potência de saída, para garantir estabilidade na frequência da rede são
necessárias soluções de armazenamento de energia. Neste campo destacam-se a Flywheel como a
mais apropriada para a função, podendo optar-se também por baterias. O armazenamento de energia
é fundamental, uma vez que pode fornecer ou receber energia que esteja em falta ou disponível na
rede, respectivamente com um tempo de resposta de poucos , garantindo que as necessidades
energéticas a cada instante sejam satisfeitas.
A rede em ilha tem a particularidade de poder desligar-se da restante rede territorial,
operando autonomamente sempre que necessário, o que acaba por se tornar numa mais-valia em
termos económicos e de qualidade da energia eléctrica para os clientes afectos à rede. No entanto,
acarreta um cuidado adicional nestas manobras, por causarem desequilíbrios entre a geração e a
carga. Imprevistos que podem implicar a introdução de tecnologia adicional que evitem que os
transitórios possam prejudicar o cliente final.
A operação e controlo da micro-rede, quando isolada, faz-se sem recurso a despacho
económico, contrariamente a qualquer rede eléctrica mundial e é uma das áreas, no que diz respeito
a este conceito, onde existem mais obstáculos à implementação. Com recurso à electrónica de
potência, existem em desenvolvimento algumas arquitecturas de controlo de frequência e tensão,
centralizadas e não centralizadas, que podem afirmar-se dentro em breve.
5
2.2. Integração da Rede em Ilha
O actual panorama das redes eléctricas mundiais está baseado na centralização da produção
de energia eléctrica, em centrais eléctricas com vários grupos, somando potências na ordem das
centenas de ou até alguns , assentes na queima de combustíveis fósseis. Durante grande
parte do último século, centrais a carvão e a petróleo foram as mais frequentes, no entanto, devido às
preocupações com as emissões de CO2 têm vindo a ser preteridas em relação às centrais a gás
natural, por estas serem menos poluentes e importantes para cumprir as metas de emissões de
gases de estufa estabelecidas com o protocolo de Quioto.
No entanto, a produção centralizada enfrenta a necessária entrega da energia ao cliente final,
um processo que implica a existência de linhas de transporte, de distribuição e consequentes perdas
associadas. Perdas que poderiam ser minimizadas com a implementação de redes em ilha que dão
prioridade à geração local. Contudo, não é o objectivo principal, muito menos um imediato, fraccionar
a totalidade da rede eléctrica em pequenas redes. Cabe para já a intenção de poder operar ligado ou
desligado da rede principal, consoante seja mais vantajoso para os clientes da micro-rede. Estas
vantagens podem provir em termos económicos, permitindo o consumo de energia da rede a
montante, quando esta está mais barata comparativamente à produzida por DG no interior da micro-
rede, ou vendendo excessos de energia produzida quando possível. Os clientes também podem
usufruir de uma melhor qualidade de serviço, já que é possível a rede em ilha isolar-se em
circunstâncias de perturbações externas ou curto-circuitos na rede a montante. Esta é aliás uma das
questões que se pretende corrigir com a introdução da rede em ilha, incluindo dispositivos que
melhorem a qualidade da energia eléctrica, o que acontece apenas muito pontualmente nas redes
actuais.
Este sistema facilita a integração e interligação na micro-rede de produtores individuais,
atendendo ao maior conhecimento oriundo de um estudo prévio da topologia de cada rede em ilha,
contribuindo para um acréscimo significativo da produção descentralizada e da consequente
liberalização do sector. A integração de DG provenientes de diferentes fontes renováveis na rede é
sem dúvida um impulso para a promoção da independência energética, uma vez que diminui na
factura energética nacional a percentagem de energia procedente da queima de combustíveis fósseis
importados.
Para este salto qualitativo no sistema de energia eléctrica, é necessária inovação tecnológica,
sendo importante a coabitação do modelo da micro-rede com projectos que salientem o interesse
pela renovação da rede e pela sua operacionalização, preparando-a para novos desafios futuros,
como é o caso do projecto InovGrid da EDP Distribuição. Desta forma contribui-se para uma rede
“mais inteligente”, onde tanto o consumidor, como os produtores ou os microprodutores, possam
minimizar os seus custos e maximizar os lucros.
6
2.3. Arquitecturas de Controlo
A introdução de um sistema de controlo na rede em ilha, independentemente do seu formato,
tem vários objectivos. Em primeiro lugar e o mais importante é garantir a estabilidade das grandezas
eléctricas a partir do controlo da potência activa e reactiva entregue pelos dispositivos de produção e
armazenamento de energia. Pode também permitir o deslastre de carga e a entrada de produtores
individuais no mercado da energia.
Uma vez que as redes em ilha podem operar ligadas ou isoladas da rede, é crucial
compatibilizar estas arquitecturas com ambas as situações.
Os próximos dois pontos apresentam duas técnicas de controlo, cada uma com argumentos
bem diferente da outra, como se pode imediatamente constatar.
2.3.1. Controlo Central
Esta primeira estratégia de controlo baseia-se num comando centralizado. Existem diferentes
abordagens a este controlo central, que diferem em alguns aspectos mas que têm o mesmo conceito
global intrínseco, sendo aqui apresentado um deles, Figura 2.1.
Figura 2.1. Esquema ilustrativo de um controlo centralizado numa rede em ilha [1]
Na ilustração da Figura 2.1, é notória a presença de três níveis de controlo, que são a base
de uma arquitectura hierarquizada [2]:
Primeiro nível - A jusante, o controlo de MC e de LC;
Segundo nível – O MGCC, controlo central da rede em ilha;
Terceiro nível – A montante, o DMS, sistema de controlo da distribuição que pode
conter DNO, operador de distribuição da rede e MO, operador do mercado.
7
MGCC
DMS
MC e LC
Geração
Armazenamento
Carga
O DNO é responsável pela distribuição em média ou baixa tensão para as redes em ilha que
tem a seu cargo, enquanto o MO fornece as condições de mercado das micro-redes. Embora estas
duas entidades não pertençam às redes em ilha, são agentes da rede principal que condicionam o
seu funcionamento comunicando com cada MGCC existente à entrada das micro-redes.
Já o MGCC fornece os set-points de potência e tensão aos MC, assegurando o seguimento
da demanda em cada instante, de acordo com os requisitos operacionais de cada unidade,
maximizando a eficiência do conjunto das fontes de energia.
Para que se possa obter uma rede em ilha com um funcionamento óptimo, em termos
económicos e de qualidade de serviço, o controlo central deve estar equipado com tecnologias de
previsão da carga a curto prazo, assim como das condições atmosféricas que possam influenciar a
geração distribuída. Deve também possuir informação que diferencie os clientes sensíveis às falhas
de energia como um hospital, dos menos sensíveis como é um sistema de aquecimento, para poder
comandar os LC adequadamente, caso seja necessário deslastre de carga para resolver grandes
desequilíbrios entre a geração e a carga.
O nível de controlo mais baixo, por seu lado, também deve apresentar alguma inteligência
que possibilite tomada de decisões apenas possíveis de ser efectuadas localmente, como é o caso
do controlo de tensão.
A Figura 2.2 apresenta o trânsito de informação passível de ser inserida no sistema de
comunicação de dados.
- Set-point de potência
activa e reactiva
- Set-point para a carga
- Preço do mercado
- Oferta de geração
- Licitação por parte da carga
Figura 2.2. Fluxo de informação da rede de comunicação de dados [2]
Para interligar estes componentes é necessária uma via que se apresente rápida, pelo facto
das constantes de tempo eléctricas serem muito baixas. Por essa razão, as tecnologias de
telecomunicações susceptíveis de serem utilizadas são power line communications e wireless
networks, pela sua largura de banda até , e pelo atraso em alguns casos bastante inferior a
. A utilização de um sistema de telecomunicações traz a vantagem de se poder fazer um
controlo mais avançado, em tempo real, possibilitando o envio de set-points do MGCC, actuando
directamente no local da rede desejado, podendo porventura regular os trânsitos de potência que na
rede isolada com DG não são unidireccionais.
8
Com esta arquitectura também se torna possível trocar informações respeitantes a custos de
produção de energia eléctrica nas várias unidades de geração distribuída existentes, como indicado
na Figura 2.2, o que favorece a criação de novos mercados para cada micro-rede. Minimercados que
potenciem a optimização dos custos de operação da rede em ilha podem surgir numa vertente de
minimização dos custos da energia produzida, ou de maximização do valor das micro-redes
maximizando os ganhos retirados da troca de potência com a rede principal.
Merece ser destacada a possibilidade de alargar ao cliente final a rede de telecomunicações
desta arquitectura de controlo, possibilitando a sua intervenção no processo, sendo esta uma
evidente aproximação ao conceito de SmartGrids, presente no projecto InovGrid, que deve ser
desenvolvido de forma a reunir as mais-valias de cada um.
2.3.2. Controlo Local
Com esta arquitectura de controlo deixa de haver um comando central obrigatório que dite os
set-points de potência para todas as unidades espalhadas pela micro-rede, passando a existir um
único nível de controlo junto à geração e ao armazenamento, um controlador local MC, responsável
por manter a frequência e tensão da rede o mais próximo possível do limiar de equilíbrio. Este
controlo reduz os custos com equipamentos de telecomunicação, mas por outro lado aumenta a
complexidade do controlo local, para manter os mesmos padrões de qualidade do serviço.
Em [3] é descrita uma abordagem a este propósito, sendo que o controlo primário é baseado
na relação directa entre a potência reactiva e a tensão, e entre a potência activa e a frequência. De
seguida são indicados os métodos de controlo utilizados junto das diferentes tecnologias, de acordo
com a tarefa de que cada elemento é responsável na rede no que respeita a um controlo local.
Controlo PQ
O controlo PQ força os inversores a injectar toda a potência disponível na rede, sendo que a
potência reactiva pode ser definida por uma relação directa entre a potência activa e reactiva
proposta em [4] pelo Prof. P. Carvalho, e que garante a estabilidade da tensão, não estando esta
dependente do nível de geração. Este método evita a dependência de uma supervisão que envie os
set-points com os valores de reactiva adequados.
Aplica-se a tecnologias de geração distribuída como o fotovoltaico, os aerogeradores, e
outras DG dependentes de um recurso não armazenável ou incerto.
Controlo VSI
Quando a micro-rede está ligada à rede a montante, este VSI tem uma referência de tensão e
frequência impostas externamente. Pelo contrário, em ilha o controlador actua como se o VSI fosse
uma fonte de tensão com amplitude e frequência de acordo com os valores à sua saída. Este controlo
possibilita ao inversor reagir a perturbações na rede eléctrica, como por exemplo mudanças de
geração e de carga, de acordo com a informação que dispõe no local da rede onde está conectado.
9
O VSI é aplicado a Flywheels, a baterias ou mesmo a outras formas de armazenamento de
energia.
Pelo facto de se perder a referência de tensão quando a rede é isolada e no sentido de
eliminar o erro do controlo primário, são apresentadas de seguida duas estratégias possíveis para a
micro-rede, onde é aplicado um controlo secundário que garante um eficaz controlo de frequência.
Single Master
Nesta estratégia os equipamentos de geração estão ligados à rede através de inversores PQ,
e é apenas introduzido um único dispositivo de armazenamento com recurso a um inversor VSI, que
fornece a tensão de referência. O VSI age como uma resposta rápida ao seguimento da carga.
Já os inversores PQ para não necessitarem de referências centrais têm de adoptar uma
estratégia que passa por um lado, por entregar a máxima potência disponível, no caso do fotovoltaico
e do eólico, e por outro lado, em DG com base em recursos sempre disponíveis como é a micro-
-turbina, adoptar um controlo PI ou controlo secundário de frequência, que defina o seu regime de
operação.
Multi Master
Aqui recorre-se a dois ou mais inversores a operar como VSI, portanto corresponde a um
cenário em que os sistemas de armazenamento de energia se encontram dispersos pela rede,
operando com controlo primário de frequência e de tensão, não obstando a que hajam também vários
DG com controlo PQ e com controlo secundário de frequência.
Mesmo sem recorrer a um controlo central é possível neste controlo incluir deslastre selectivo
de carga, utilizando técnicas de identificação da variação da frequência que desligam um aglomerado
de cargas, caso se verifiquem quebras momentâneas da frequência acima de um determinado valor.
Estas arquitecturas de controlo central e local são apreciadas com mais detalhe na segunda
parte desta dissertação, onde são estudadas estratégias de operação e controlo de redes em ilha.
10
3. Geração Distribuída
O termo geração distribuída refere-se às tecnologias de produção de energia eléctrica
integrada na rede de distribuição em média ou baixa tensão. Estas são elementos de um sistema
energético no qual se encontram distribuídas tipicamente próximo dos consumidores, fornecendo
uma ampla gama de potências dependente em certa medida do tipo de fonte utilizada, podendo ser
alcançadas até algumas dezenas de . As recentes inovações na indústria dos equipamentos de
energia estão a impulsionar cada vez mais a generalização e diversificação destas tecnologias na
rede eléctrica, e primam em grande parte dos casos, pela utilização de fontes de energia renovável,
ambientalmente limpas.
Desta forma, a produção distribuída de energia eléctrica contrasta em grande medida com o
conceito tradicional de produção centralizada, dependente de centrais com elevada potência e
emissões de carbono. Apresenta-se assim como uma alternativa ou mesmo uma mudança de
paradigma à actual e principal geração de energia, oferecendo novas oportunidades para melhorar o
actual sistema de energia eléctrica. A existência de uma cada vez mais vasta gama de tecnologias de
geração distribuída é também o principal fundamento ao aparecimento do conceito de rede em ilha,
onde, com o apoio de técnicas de armazenamento de energia localizadas na micro-rede se atenuaria
o efeito da produção eléctrica inconstante, provocada pela imprevisibilidade das fontes renováveis.
3.1. Tecnologias de Geração Distribuída
Estas tecnologias estão maioritariamente associadas à geração de energia eléctrica a partir
de recursos naturais renováveis, como a água, a luz solar, ou o vento. Cada uma destas tecnologias
encontra-se em diferente fase de desenvolvimento, havendo algumas já inseridas no mercado e
outras que necessitam investigação para alcançar soluções viáveis.
Dentro das soluções possíveis, destacam-se:
Aerogeradores;
Energia solar;
Mini-hídricas;
Energia das ondas.
Tanto os aerogeradores como os painéis fotovoltaicos são abordados com detalhe nos pontos
3.2. e 3.3.
Fica aqui uma breve descrição de outras tecnologias, em alguns dos casos com relevância no
âmbito da geração distribuída.
É importante salientar que o aproveitamento da energia solar para a produção de energia
eléctrica não se resume apenas ao efeito fotoeléctrico, existe também a possibilidade de utilizar o sol
como fonte de calor aquecendo um fluido, que posteriormente sob pressão é turbinado, gerando
11
energia eléctrica. Existem duas tipologias que aplicam este conceito, a primeira denominada de
Central Tower, concentra num só ponto no topo de uma torre, a radiação solar reflectida por inúmeros
espelhos localizados ao seu redor. A outra técnica a que se dá o nome Parabolic Trough, passa pela
disposição parabólica de espelhos que concentram a radiação solar num tubo, onde circula um fluido
que ao longo do trajecto aumenta consideravelmente a sua temperatura. As Parabolic Trough têm
uma eficiência global de 15%, aproximada à dos painéis fotovoltaicos, enquanto no caso das Central
Towers a eficiência da conversão se situa abaixo de 20%.
A designação mini-hídrica é aplicada a centrais hídricas de potência inferior a que
utilizam a água armazenada como recurso renovável, o que torna a geração de potência previsível a
curto prazo e controlável em contraposição com o que sucede nas anteriores tecnologias baseadas
nos recursos sol e vento. Tem uma elevada eficiência, acima de 70%, e um elevado factor de
capacidade , de aproximadamente 50%, muito além dos 10% do solar e 30% do eólico.
A energia das ondas, acaba por estar ainda em fase de investigação, existindo pequenas
aplicações com diferentes tipologias que procuram optimizar o processo de conversão de energia,
mas têm enfrentado dificuldades relacionadas com os equipamentos utilizados e adversidades
ambientais marítimas. No entanto, este recurso marítimo apresenta um grande potencial energético a
explorar, que não deve ser descartado.
Para além das anteriormente indicadas, é sabido que também existem DG que emitem gases
de estufa no seu processo de produção de energia eléctrica. Aqui é tratado apenas um conjunto de
dispositivos que resulta num menor impacto ambiental. De onde se evidenciam:
Combustão de Biomassa;
Micro-turbinas a Gás, com e sem Cogeração;
Pilhas de combustível.
Na queima de biomassa são utilizados diversos resíduos que por terem origem orgânica
também são considerados recursos naturais renováveis, uma vez que as emissões de CO2
produzidas podem ser compensadas rapidamente com uma nova plantação, o que torna o ciclo do
CO2 muito mais curto do que no caso dos combustíveis fósseis. É portanto uma tecnologia a ser
considerada no panorama das renováveis, embora a sua utilização deva ser comedida, impedindo a
sobreposição das economias energética com a alimentar.
Embora sendo um combustível fóssil, a escolha do gás natural para alimentar micro-turbinas
deve-se ao seu bom poder calorífico, combinado com uma menor emissão de CO2 em comparação
com outros recursos não renováveis. Abundante e com uma vasta cadeia de abastecimento mundial,
o gás natural posiciona-se como uma opção válida para alimentar uma tecnologia que se impõe aos
tradicionais motores de combustão interna. A micro-turbina é caracterizada também por uma
manutenção mínima, por ser um sistema compacto com possibilidade de instalar vários módulos em
paralelo e por ter um rendimento satisfatório, aproximadamente 40%. Mas principalmente pela
possibilidade de integrar sistemas de cogeração de alta eficiência, com os quais se pode atingir
rendimentos acima de 80%. A cogeração utiliza o calor dos gases resultantes da câmara de
combustão da micro-turbina para produzir tanto, energia eléctrica através de um alternador, como
12
outras necessidades mecânicas ou térmicas do processo. Igualmente, a energia térmica também
pode ser aproveitada para fornecer aquecimento a uma infra-estrutura externa ao equipamento.
Por fim a pilha de combustível, um dispositivo electroquímico que utiliza o oxigénio e o
hidrogénio como reagentes, numa tecnologia recente e completamente diferente das anteriores, por
não possuir movimento de peças, o que diminui as perdas e melhora significativamente o rendimento
da conversão que supera os 40%. Contudo, é ainda uma tecnologia limitada pelo rápido desgaste das
membranas, e pela necessidade de hidrogénio, elemento químico que não está acessível na natureza
na sua forma elementar, o que impõe gastos de energia, tanto na produção como no transporte que
reduz drasticamente a eficiência total do processo.
Importa agora avaliar o custo das tecnologias de geração distribuída mais significativas. Na
Tabela 3.1 são apresentados os valores médios para cada uma delas, sendo também dadas a
conhecer algumas características que podem ser consideradas importantes para uma correcta
comparação das técnicas, como é o caso da sua disponibilidade no mercado, tempo de vida útil e
impacto ambiental.
Tabela 3.1. Características importantes das tecnologias de geração distribuída [32]
Tecnologia
Custo
Investimento
Inicial (€/kW)
Custo
Manutenção
(€/kWh)
Disponibilidade
Comercial
Tempo de
Vida Útil
Impacto
Ambiental
Fotovoltaico 5500 - 6000 0,005 Alta 20 - 25
anos
Moderado, devido
à grande energia
despendida no
fabrico
Aerogerador 1000 - 1350 0,019 Média 20
anos
Reduzido, devido
ao ruído e impacto
visual
Mini-eólica 2800 0,005 Média 20
anos
Reduzido, devido
ao ruído e à
pegada visual
Mini-hídrica < 1000 0,002 - 0,003 Média 30
anos
Moderado,
condiciona o
ecossistema fluvial
Micro-turbina
a Gás 440 - 660 0,004 Moderada
30
anos
Baixo nível de
Ruído e Emissões
Micro-turbina
a Gás com
Cogeração
600 - 900 0,004 - 0,012 Moderada 40.000
horas
Baixo Nível de
Ruído e Emissões
Pilhas de
Combustível 800 - 1300 0,0015 - 0,003 Muito Reduzida
40.000
horas
Reduzido
(sem considerar
produção de
hidrogénio)
13
Da Tabela 3.1 é importante salientar a grande diferença de custos de implementação por
entre a instalação de painéis fotovoltaicos e as que recorrem à energia do vento e da água, a favor
destes últimos que chegam a ser aproximadamente cinco vezes mais baratos no caso dos
aerogeradores e mini-hídricas e metade do preço no caso das mini-eólicas. Já as micro-turbinas
sofrem um sobrecusto de aproximadamente 50% no caso de se decidir incluir o sistema de
cogeração. Por último as pilhas de combustível, que anunciam um investimento inicial elevado para
além dos custos posteriores com a produção de hidrogénio, o que se justifica por esta tecnologia
estar ainda em investigação. Em todos eles o custo em manutenção é consideravelmente mais baixo
do que o investimento inicial, assim como o tempo de vida útil, que ronda os 25 anos em todas elas.
Como seria de esperar, estas técnicas de geração apresentam uma pegada ambiental baixa ou
moderada, o que promove a implementação destes dispositivos com a finalidade de reduzir as
emissões de gases com efeito de estufa.
14
3.2. Painéis Fotovoltaicos
“Solar energy’s potential is off the chart. The energy in sunlight striking the earth for 40
minutes is equivalent to global energy consumption for a year.” (KEN ZWEIBEL, 2007).
Portugal, assim como outros países mediterrânicos destacam-se da restante Europa pelo seu
potencial solar. O número médio anual de horas de sol português varia entre 2200 e 3000, muito
acima das 1500 horas médias alemãs, este é um facto que não deixará de dissociar Portugal da
aposta na energia solar, o que implica uma atenção e interesse redobrados nesta tecnologia.
3.2.1. Células Fotovoltaicas
Em termos microscópicos, as células fotovoltaicas são dispositivos capazes de transformar
energia solar em energia eléctrica, através do efeito fotoeléctrico. A sua concepção tem por base o
silício, elemento com uma estrutura cristalina formada por quatro ligações covalentes que interligam
cada átomo com quatro átomos vizinhos. Em cada uma das ligações covalente os átomos ligados
partilham dois electrões de valência, obtendo-se assim em cada átomo, uma banda de valência
completa com oito electrões que torna o átomo estável.
Para libertar electrões desta camada exterior, tem de ser fornecida energia suficiente através
de fotões que atingindo os electrões os fazem transitar para a banda de condução. Isto é conseguido
nas células fotovoltaicas com recurso à radiação electromagnética solar incidente. A passagem de
electrões para a banda de condução dá lugar a buracos, para que não haja recombinação é
constituído um campo eléctrico interno de forma a gerar uma corrente que alimenta o circuito eléctrico
exterior. Na Figura 3.1 é visível a circulação de cargas imposta pela incidência luminosa.
Figura 3.1. Conversão radiação solar em electricidade
15
Como é apresentado na Figura 3.1, o campo eléctrico interno é provocado pela diferença de
potencial existente na junção - , constituída por uma camada dopada com excesso de cargas
positivas e uma n com excesso de cargas negativas. Para dopar a região do tipo é normalmente
usado boro, para a região do tipo escolhe-se o fósforo.
Os electrões que passam para a banda de condução são acelerados para o terminal
negativo, enquanto os buracos em contraposição são transferidos para o terminal positivo.
Macroscopicamente, as células fotovoltaicas tomam tipicamente os formatos visíveis na
Figura 3.2, sendo compostas por uma camada do tipo exposta à luz com de espessura
e uma camada de do tipo . Existe ainda uma grelha de contactos frontais e traseiros em
cobre e uma película anti-reflexo.
Figura 3.2. Células Fotovoltaicas: (a) Monocristalinas, (b) Policristalinas e (c) Amorfos
As células fotovoltaicas existentes no mercado são na sua grande maioria fabricadas a partir
de silício, podendo ser constituídas por cristais monocristalinos, policristalinos ou silício amorfo. De
seguida são descritas as características de cada um destes tipos de células.
Silício Monocristalino
Este é historicamente o mais usado como conversor directo de energia solar em energia
eléctrica. O seu fabrico é um processo complexo, mas já muito bem conhecido, no entanto é
necessária uma grande quantidade de energia na purificação do material, o que torna esta tecnologia
cara. Começa-se com a extracção de cristais de dióxido de silício, passado por fornos a alta
temperatura onde são desoxidados. Posteriormente o composto é purificado e solidificado, atingindo-
-se um grau de pureza de 99%. Não obstante, é necessário um grau de pureza tipicamente acima de
99.9999%, pelo que se recorre ao processo de Czochralski1, após esta etapa são adicionados os
dopantes e .
Das células fotovoltaicas, esta é a que apresenta maior eficiência como produto acabado,
atingindo actualmente os 15% em condições normais de funcionamento.
1 Método de crescimento de cristais, utilizado para obter um único cristal semicondutor.
16
Silício Policristalino
A produção destas células de silício policristalino tem custos menores do que as de silício
monocristalino, por exigirem um processo de fabrico menos rigoroso, onde não é alcançado um tão
alto nível de pureza do cristal. No entanto, a sua eficiência alcança entre 11% e 13%, apresentando
níveis de eficiência comparáveis ao tipo de células anterior.
Silício Amorfo
Este é um tipo de células que difere dos dois anteriores, é caracterizado por um alto grau de
desordem nas estruturas atómicas. O seu fabrico requer processos relativamente simples,
possibilitando o fabrico de células com grandes áreas a um baixo custo, o que torna estas células as
mais baratas das três apresentadas. Trata-se de uma tecnologia em filme fino e flexível, com enorme
potencial a nível arquitectónico. No entanto, tem duas desvantagens importantes, em primeiro lugar
uma baixa eficiência de conversão, entre 8% e 10%, e em segundo lugar é afectada por um processo
de degradação que reduz ainda prematuramente a sua eficiência, limitando-a para o resto da sua
vida útil.
Actualmente, as grandes fábricas de células fotovoltaicas começam a virar atenções para a
utilização de novos materiais potencialmente mais baratos e eficientes que possam destronar o silício
como principal matéria-prima. O Telúridio de Cadmium, embora menos promissor é bastante fácil de
utilizar e tem menores problemas associados. Neste sentido também é considerado o Disselénio de
Cobre e Índio, que tem uma eficiência equiparável à do Silício Amorfo. Outras apostas interessantes
prendem-se à utilização de películas finas de depósito de vapor químico de plasma, células orgânicas
pigmentadas, polímeros condutores ou ainda a utilização de antenas solares2. O objectivo futuro é
alcançar eficiências próximas de 30% e uma redução de custo de fabrico que viabilize a massificação
desta tecnologia.
3.2.2. Tecnologias Associadas à Melhoria do Desempenho
A energia solar é um recurso que varia ao longo do dia, do ano e da latitude, de acordo com o
ângulo de incidência solar, que está directamente relacionado com a radiação solar incidente numa
determinada área geográfica. Cabe então à tecnologia tirar o máximo proveito das células
fotovoltaicas, aumentando a eficiência da conversão e minimizando tanto quanto for possível a
variação do recurso natural sol.
Um dos dispositivos utilizados para esse efeito é o seguidor solar, mecanismo que gira o
painel solar de forma a obter uma constante perpendicularidade entre a radiação incidente e a
superfície do painel, maximizando a captação energética. Com este mecanismo é possível seguir
2 As antenas solares têm apenas alguns microns, convertem a radiação solar directamente em energia eléctrica,
absorvendo uma larga gama de radiação electromagnética (300 a 1.000 nm), que cria um campo eléctrico alternado que, acoplado a um rectificador óptico, cria uma corrente contínua.
17
automaticamente o sol durante o dia e também ajustar o painel à inclinação solar ao longo do ano,
aumentando a radiação diária incidente em aproximadamente 25%.
Para aumentar a radiação incidente nas células fotovoltaicas a cada instante são utilizados
em algumas aplicações concentradores solares. Estes elementos são chapas reflectoras, dispostas
lateralmente em relação ao painel, que concentram neste a radiação solar incidente numa área maior.
Alguns fabricantes anunciam um aumento de 80% na produção de energia eléctrica à latitude
europeia, num sistema fotovoltaico que integre tanto o seguidor como concentrador solar. No entanto,
deve ser considerado o possível aumento da temperatura das células fotovoltaicas em alturas de
maior intensidade solar, que pode diminuir a eficiência da conversão. Na Figura 3.3(a) é visível um
destes sistemas e na Figura 3.3(b) é apresentado um gráfico que compara a energia produzida por
um painel solar fixo colocado na horizontal, com o mesmo painel incluído num sistema seguidor
concentrador.
Figura 3.3. (a) Painel fotovoltaico com seguidor e concentrador, (b) Energia produzida com e sem estas
tecnologias
Para além destas melhorias a nível das estruturas macroscópicas, microscopicamente
também se pode aumentar o desempenho de uma célula fotovoltaica, reduzindo a componente
reflectida da luz incidente. Nesta área as atenções recaem sobre o formato da película anti-reflexo e
da superfície do silício. Além destas, também é possível reduzir a reflexão utilizando grelhas frontais
menos espessas, existe actualmente tecnologia em desenvolvimento acelerado que dispensa grelhas
frontais.
Sem a utilização de película anti-reflexo, um terço da radiação incidente é reflectida, pelo que
é indispensável à viabilidade destes dispositivos. Uma película de baixo rendimento diminui a reflexão
até 5%, mas é possível reduzir este valor ainda mais, até 2%, com métodos avançados bem
conhecidos da indústria óptica conjuntamente com texturas de silício muito particulares. Estes índices
18
de reflexão óptimos são obtidos para um determinado comprimento de onda da luz, pelo que são
superiores para diferentes valores de energia da radiação incidente.
Actualmente é possível tecnicamente obter uma superfície de silício com forma piramidal
invertida, ver Figura 3.4, que obriga a radiação a incidir no silício mais do que uma vez, de forma a
aumentar o número de fotões absorvidos.
Figura 3.4. Superfície com textura de pirâmides invertidas do silício [33]
Uma célula ideal deve ser responsável não apenas pela absorção de toda a luz, mas também
deve dificultar a saída dos fotões, obrigando-os a percorrer várias vezes a espessura da célula antes
de sair. A este efeito dá-se o nome de Light Trapping, evitando-se assim que os fotões que
produziram cargas que se recombinaram, saiam rapidamente da célula sem a possibilidade de voltar
a produzir cargas. Para produzir o efeito de Light Trapping, volta a ser decisivo o recurso a métodos
ópticos que evitem a transmissão dos fotões para o exterior, conjuntamente é também inserido um
reflector traseiro na célula, recorrendo novamente a texturas piramidais.
3.2.3. Modelo Matemático
Uma célula fotovoltaica pode ser descrita matematicamente pelo circuito equivalente da
Figura 3.5, contendo a fonte de corrente , o díodo percorrido pela corrente e as resistências e
.
Figura 3.5. Circuito eléctrico equivalente de uma célula fotovoltaica
19
No interior da célula é observada uma queda de tensão aqui representada por , da mesma
forma também se verificam correntes de fuga que são descritas por .
A fonte de corrente representa a corrente proveniente do efeito fotoeléctrico, esta é
unidireccional e depende da radiação incidente e temperatura T. é calculado a partir de (3.1),
onde é a corrente de efeito fotoeléctrico em condições nominais, é o coeficiente de
temperatura, a radiação nominal e .
(3.1)
A corrente que se fecha pelo díodo resulta da corrente que atravessa a junção p-n e é
dada por (3.2).
(3.2)
Onde,
– Corrente inversa de saturação do díodo;
– Tensão aplicada à junção p-n;
– Factor de idealidade do díodo;
– Potencial térmico
Com, – Temperatura em K, e ;
A corrente de saturação do díodo e a sua dependência da temperatura é expressa pela
equação (3.3), que é dependente de dados fornecidos pelos fabricantes destas tecnologias como são
, , e . Os índices indicam que são valores obtidos a condições de referência,
tipicamente e (25°C).
(3.3)
– Corrente de curto-circuito de referência;
– Tensão de circuito aberto de referência;
– Coeficiente de temperatura de ;
– Coeficiente de temperatura de ;
Aplicando a lei de Kirchhoff ao circuito da Figura 3.5, obtém-se a corrente de saída para uma
célula (3.4).
(3.4)
Tendo em conta (3.4), pode-se encontrar a característica da Figura 3.6, que relaciona a
variação da tensão positiva aplicada, com a corrente gerada por uma radiação solar específica,
a uma temperatura de funcionamento da célula constante. Como uma célula fotovoltaica funciona
como uma carga para tensões negativas, é fundamental evitar esta zona de funcionamento. É aqui
apresentado apenas o seu comportamento para positivo.
20
Figura 3.6. Característica I(V) de uma célula fotovoltaica
Na Figura 3.6 podem ser identificados alguns parâmetros característicos de cada tipo de
célula, como são os três pontos com maior relevância para o comportamento da célula. O ponto de
corrente refere-se ao funcionamento desta tecnologia para um curto-circuito externo, sem
qualquer tipo de carga, provocando uma corrente de curto-circuito , desprezando e . O
ponto diz respeito ao funcionamento de uma célula em vazio, ou seja com uma corrente de saída
, e se for desprezado é caracterizado pela tensão circuito aberto de (3.5).
(3.5)
Já é o ponto de funcionamento da célula à potência máxima de operação, conseguido
com um equilíbrio entre a tensão imposta e corrente de saída. Este ponto de equilíbrio obtém-se para
com técnicas de controlo actuantes na electrónica de potência à saída do painel
fotovoltaico. No ponto 3.2.6. são apresentadas técnicas de controlo possíveis de serem
implementadas. Ao conhecer-se o ponto de potência máxima, pode determinar-se a eficiência
máxima do processo fotoeléctrico por (3.6), para uma área da célula e radiação incidente .
(3.6)
O factor de forma é outro parâmetro que se pode retirar da característica , e é dado pela
razão entre a potência máxima de saída e o produto de com , como mostra a equação (3.7).
O seu valor é superior a para boas células.
(3.7)
Como já foi referido anteriormente, a corrente de saída varia com a radiação incidente e
temperatura interna, pelo que a característica também se modifica. Na Figura 3.7(a) é visível o
aumento da corrente de curto-circuito e da tensão de circuito aberto com o incremento da radiação
incidente. apresenta um andamento logaritmico em relação a , enquanto varia linearmente
com . Na Figura 3.7(b) constata-se uma redução linear da tensão de circuito aberto com o
21
incremento da temperatura da célula, provocada pela diminuição da eficiência da célula. Já a corrente
de curto-circuito apresenta um aumento reduzido do seu valor com a temperatura.
Figura 3.7. Influência da radiação incidente e da temperatura da celúla em I(V)
Por sua vez a localização do ponto de potência máxima sofre evidentes alterações, o que
demonstra a manifesta influência dos condicionamentos ambientais na potência de saída desta
tecnologia.
3.2.4. Módulos Fotovoltaicos
A potência de uma única célula é muito baixa, não excede os , correspondendo
aproximadamente a uma tensão de e correntes de , pelo que é necessário agrupar várias
células e constituir módulos. Um módulo é estruturado com ramos ligados em paralelo, cada um
formado com células em série. Os valores de e são determinados pela potência máxima
requerida e pelos níveis de tensão e corrente pretendidos. Desta forma pode chegar-se à equação
(3.8), baseada na equação (3.4) do modelo matemático de uma célula, que representa o equivalente
de um módulo.
(3.8)
Um módulo fotovoltaico pode ser usado isoladamente em pequenas aplicações como é o
caso de certas soluções de iluminação pública, ou alimentando circuitos eléctricos de
telecomunicações em zona remota. Esta é até uma das grandes mais-valias desta tecnologia pelo
facto de dispensar a ligação destes dispositivos à rede eléctrica, que em determinadas situações
poderia requerer grandes distâncias de linha com elevados custos associados, exclusivamente para
uma aplicação.
22
Já na geração distribuída como é o caso da microgeração ou em grandes parques
fotovoltaicos, são associados vários módulos em série e paralelo, perfazendo uma potência instalada
que pode chegar aos , como é o caso da central instalada em Moura, Portugal.
3.2.5. Díodo Bypass
A integração de várias células num só módulo traz associado o problema da limitação que
pode ocorrer no conjunto, provocada pelo comportamento de apenas uma célula. Na Figura 3.8 é
ilustrado um ramo de células fotovoltaicas onde uma delas está a limitar a corrente que passa no
ramo, diminuindo em grande medida a potência de saída do módulo.
Figura 3.8. Ramo com célula que limita a corrente
Este problema pode dever-se à utilização de células com características de fabrico diferentes,
à existência de zonas de sombra no módulo, ou em casos mais graves, a defeitos nos elementos.
Além da limitação de potência está associado um aumento da temperatura local, causado pelo
acréscimo de tensão das restantes células que pode provocar sobretensões capazes de inverter a
polaridade na célula defeituosa. Basicamente esta célula passa a funcionar como uma carga,
dissipando a energia produzida pelas restantes células, criando um hot-spot que por sua vez leva à
destruição do módulo, quer seja pela quebra do vidro, derretimento da solda dos conectores ou
degradação dos elementos. Na Figura 3.9 é observável a característica , estando identificada a
área correspondente à potência dissipada na célula à sombra, para tensões negativas. Também é
visível a alteração produzida por esta situação na característica do módulo.
Figura 3.9. Característica I(V) de uma célula, para tensões negativas
23
Para impedir que isto aconteça é utilizado um díodo com polarização inversa em paralelo com
as células. Em situação normal de operação, o díodo está ao corte, não influenciando o
comportamento do módulo, no entanto, caso haja uma deficiência em alguma das células que
implique um desencontro na corrente de funcionamento do ramo, o díodo bypass passa à condução,
actuando como um caminho alternativo à passagem da corrente.
Geralmente nesta tecnologia, para diminuir os custos adicionais de protecção, aplicam-se os
díodos bypass em paralelo com um determinado número de células em série, como é ilustrado na
Figura 3.10, reduzindo-se assim a quantidade de semicondutores necessários.
Figura 3.10. Ligação do Díodo Bypass em paralelo com as células [33]
Os módulos são protegidos também à saída com um díodo de bloqueio em série, Figura 3.11,
evitando correntes negativas que fariam o painel fotovoltaico funcionar indesejavelmente como carga,
Figura 3.9. Como é evidente a existência destes semicondutores implica a adição de perdas e
consecutivamente a diminuição do rendimento do processo de conversão de energia solar em
energia eléctrica.
Figura 3.11. Díodo de bloqueio à saída do módulo
24
3.2.6. Conversor Electrónico
No caso dos módulos fotovoltaicos com ligação à rede eléctrica, a tecnologia actualmente
existente permite entregar à rede a potência máxima a cada instante. As topologias de conversores
electrónicos existentes variam entre a utilização de um ou dois andares de conversão e a utilização
ou não de transformador à saída. Na Figura 3.12 está representado um esquema ilustrativo da
interface entre o módulo fotovoltaico e a rede eléctrica através de dois andares de conversão, onde o
primeiro é do tipo DC-DC e o segundo um DC-AC. O andar DC-DC permite incorporar técnicas que
possibilitam um constante seguimento do ponto de potência máxima, a que se dá o nome de MPPT.
O conversor DC-AC adequa as características da tensão e corrente às da rede eléctrica.
Conjuntamente poderia ser utilizado um transformador à saída do DC-AC, caso este não ajuste o
nível de tensão à saída com o da rede.
Figura 3.12. Interligação de um módulo fotovoltaico à rede
MPPT
As condições ambientais, designadamente a radiação e temperatura, variam constantemente
ao longo do dia, pelo que não é possível enviar uma potência constante para a rede eléctrica, no
entanto é desejável obter a potência máxima para cada condição de operação. Com recurso a
electrónica de potência é possível regular a tensão à saída dos painéis fotovoltaicos, provocando uma
corrente que retira a potência máxima para cada e .
Para tal, recorre-se às chamadas técnicas de seguimento de potência máxima, as quais
variam na sua complexidade, velocidade de convergência, custo e eficiência. As técnicas usadas
mais frequentemente são a da Perturbação e Observação e a da Condutância Incremental
Modificado, as quais, por serem consideradas no modelo do painel fotovoltaico desenvolvido, são
abordadas já de seguida.
Perturbação Observação
Esta é uma técnica de fácil implementação, que resulta tal como o nome indica na leitura do
comportamento da potência , para uma perturbação de tensão aplicada ao sistema. Caso a
potência aumente, a perturbação de tensão mantém-se, se pelo contrário for observada uma
diminuição da potência altera-se o sentido da perturbação. Desta forma, é compreensível que o ponto
de potência máxima nunca seja exactamente atingido e mantido, verificando-se na prática a presença
de erro em regime permanente que pode ser minimizado, diminuindo o valor da perturbação . No
entanto, ao diminuir a perturbação está-se a tornar a técnica mais lenta para variações do MPP. Para
25
além disso, existe um limite mínimo imposto pela oscilação da tensão observada, que pode provir do
ruído das medições como do comportamento não linear do conversor. Este facto obriga a que a
ordem de grandeza de seja superior à das oscilações de tensão, diminuindo assim a sua
influência. Também é definido o tempo de amostragem , que corresponde ao intervalo de tempo
entre amostragem de tensão e corrente. A utilização de um pequeno, permite uma rápida reacção
às variações de e , contribuindo para um mais eficaz seguimento do MPP. Existe porém uma
limitação técnica para imposta pelo conversor electrónico a ser usado.
Na Figura 3.13 está presente um fluxograma representativo do funcionamento desta técnica.
Figura 3.13. Fluxograma da técnica perturbação observação [6]
Condutância Incremental Modificado
Com esta técnica e a partir da curva é possível identificar o lado da curva onde o
sistema se encontra, e actuar em conformidade para identificar o ponto de funcionamento do MPP.
Esta técnica baseia-se nos valores da condutância instantânea e incremental do arranjo fotovoltaico,
obtidas a partir da leitura dos valores da corrente e tensão do arranjo.
É possível exprimir a derivada em duas componentes com unidades de condutância,
como é apresentado em (3.9).
26
(3.9)
Dividindo ambos os membros de (3.9) por , obtém-se (3.10).
(3.10)
Como é sempre positivo, o sinal de é o mesmo do segundo membro da equação
(3.10), de onde se destacam, a condutância instantânea e a condutância incremental .
Caso o sinal seja positivo, o sistema encontra-se à esquerda do MPP, pelo contrário se o sinal for
negativo, o sistema está à direita, sendo que para está-se a operar no MPP. Na
prática, devido a ruído nas medições e erros de quantificação é introduzida uma banda de tolerância
em torno de zero. Aqui como na técnica analisada anteriormente, é necessário um cuidado
dimensionamento de , e do tempo de amostragem , atendendo às limitações impostas pela
tecnologia para que se assista a um exacto e rápido seguimento do MPP. Para uma melhor
compreensão do funcionamento deste método de MPPT, na Figura 3.14 é apresentado um
fluxograma representativo.
Figura 3.14. Fluxograma da técnica condutância incremental modificada [6]
27
3.2.7. Simulação
Para realizar a simulação recorreu-se aos dados do módulo fotovoltaico de silício
policristalino, KC200GT Solar. Na Tabela 3.2 são apresentadas as suas características técnicas mais
relevantes.
Para a execução do modelo foi escolhida a plataforma Simulink, fornecida pelo MatLab.
Tabela 3.2. Características técnicas do painel fotovoltaico KC200GT [35]
Imax (A) Vmax (V) Pmax (W) ISC (A) VOC (V) KV (V/K) KI (A/K) Ns
7.61 26.3 200.143 8.21 32.9 -0.1230 0.0032 54
De acordo com o modelo matemático apresentado, é considerado o factor de idealidade do
díodo , enquanto os valores das resistências série e paralela são considerados fixos e iguais
aos valores experimentalmente obtidos para o ponto de funcionamento a potência máxima, com
e (25°C), ficando e [7]. É sabido que as
resistências assumidas constantes variam com a radiação solar e com a temperatura, no entanto é
considerado mais realista a sua incorporação no modelo, do que estas serem negligenciadas.
O rendimento do conversor electrónico considerado é de 90%, este é o valor normalmente
adoptado para o caso de não se ter acesso à curva de variação do rendimento com a potência de
entrada no conversor.
O arranjo de módulos fotovoltaicos modelado simula o comportamento de 15 módulos
fotovoltaicos em série e 2 em paralelo, sendo que cada módulo inclui 54 células fotovoltaicas em
série.
Figura 3.15. Diagrama de blocos do sistema fotovoltaico
28
Na Figura 3.15 é apresentada a cadeia de controlo de potência máxima, onde estão
presentes dois blocos, o IncCond Mod e o P&O, que podem ser simuladas em separado e são duas
formas diferentes de determinar a cada instante o incremente ou decremento da tensão de trabalho
que maximiza a potência. Estas duas estratégias de controlo são na prática incorporadas na
modelação por PWM dos conversores DC-DC existentes à saída dos painéis fotovoltaicos. Cada um
destes dois blocos, assim como o bloco PV que modela o comportamento do arranjo fotovoltaico, são
abordados com mais detalhe no Anexo A.1.
De seguida, é efectuada uma observação do comportamento do modelo para diferentes
situações de funcionamento, sendo os resultados comparados com o que foi assumido previamente.
Para uma variação da temperatura das células de 298.15K (25°C) a 323.15 (50°C), com o
índice de radiação incidente constante e igual a , na Figura 3.16 é notória uma diminuição
da potência de saída com o aumento da temperatura, de tal forma que a 25°C a potência disponível é
de , enquanto que para uma temperatura de 50°C, a potência é reduzida para . Uma vez
que o sistema parte inicialmente de uma tensão aos terminais nula, é visível igualmente a resposta da
potência de saída à radiação de referência que é aproximadamente de .
Figura 3.16. Comportamento da potência de saída para uma variação de 25°C da temperatura das células
Na Figura 3.17 é apresentada a dependência entre a potência de saída e a radiação
incidente, que por ser a base do efeito fotoeléctrico é naturalmente o factor mais influente à potência
de saída que segue a sua evolução, registando-se uma potência máxima de para uma
radiação incidente de .
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
300
310
320
Tempo [s]
Tem
pera
tura
[K
]
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 100
2
4
6
Tempo [s]
Pote
ncia
[kW
]
29
Figura 3.17. Comportamento da potência de saída para uma variação da radiação incidente de 1000 W/m2
Nestas duas situações anteriores registam-se os comportamentos apontados na análise da
Figura 3.7.
Para obter uma comparação das duas estratégias de MPPT, na Figura 3.18 são sobrepostos
os sinais de potência adquiridos para cada uma.
Figura 3.18. Potência de saída das técnicas de controlo de potência máxima, com destaque para a
ondulação produzida por cada uma
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 100
500
1000
Tempo [s]
Radia
cao [
W/m
2]
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
0
2
4
6
Tempo [s]
Pote
ncia
[kW
]
30
É visível a cada instante que o método por condutância incremental modificado é o que
origina uma maior potência de saída. Isto já era espectável uma vez que este método quando atinge
uma potência próxima do valor máximo mantém a tensão a menos de uma , ao contrário da
técnica Perturbação Observação que constantemente oscila a potência em torno do valor máximo, o
que a impede de obter em cada instante uma potência maior.
A potência máxima atingida na resposta a um escalão da radiação incidente de a
é aproximadamente com uma oscilação de para o IncCond Mod e de para o
P&O.
Figura 3.19. Potência de saída, corrente e tensão, para a variação da radiação incidente
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 100
500
1000
Tempo [s]
Radia
cao [
W/m
2]
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 100
2
4
6
Tempo [s]
Pote
ncia
[kW
]
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 100
10
20
Tempo [s]
Corr
ente
[A
]
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 100
200
400
600
Tempo [s]
Tensao [
V]
31
A Figura 3.19 apresenta a evolução das grandezas internas do sistema para a variação
gradual da radiação incidente, com uma temperatura de operação de 25°C e o controlo MPPT
Condutância Incremental Modificado. Nestas circunstâncias, a corrente acompanha a evolução da
radiação, dependendo também da tensão aos terminais do arranjo fotovoltaico, como pode ser
observado durante o primeiro segundo, quando a tensão de funcionamento a MPP ainda não foi
atingida. O que está de acordo com (3.8).
32
3.3. Aerogeradores
Como grande parte das variantes energéticas à face da Terra, a energia eólica provém da
energia solar, pois 2% desta energia procedente do sol é convertida em deslocamento de massas de
ar na atmosfera terrestre, valor suficiente para suportar em larga margem o consumo eléctrico
mundial. Em adição a este facto a energia eólica é hoje em dia considerada uma das mais
promissoras fontes de energia renovável, baseada numa tecnologia madura e com enorme
proliferação mundial. O recurso eólico está mais presente nas regiões do norte da Europa, no entanto
Portugal como um país mediterrânico apresenta algumas zonas com potencial eólico a ser explorado,
principalmente no litoral e em locais elevados. Além da instalação em terra, existe também a
possibilidade de recorrer a localizações off-shore, com vento mais intenso e constante, e onde se
descarta o, por vezes questionado, impacto visual das estruturas.
As tipologias das turbinas eólicas utilizadas variam entre as de eixo horizontal e vertical. A
primeira revela um desenvolvimento já de várias décadas e é a mais utilizada mundialmente,
enquanto a segunda tem merecido menos interesse por parte da indústria. Esta tecnologia tem
aplicabilidade a diferentes níveis de potência, desde as mini-eólicas de utilização doméstica a partir
de , até às grandes turbinas utilizadas em parques eólicos que podem alcançar os .
3.3.1. Descrição
A turbina eólica horizontal é composta por três componentes principais, o rotor, a cabine e a
torre. A Figura 3.20 ilustra estes três componentes e os seus elementos, de seguida são descritas as
suas funções.
Figura 3.20. Esquema de uma turbina eólica típica [10]
33
Rotor
O rotor é a componente mais importante da turbina por ser onde ser encontram as pás,
elementos essenciais à óptima condução da energia do vento para o veio da máquina. Os materiais
utilizados no seu fabrico começaram por ser a madeira em pequenas aplicações, contudo
actualmente recorre-se a compostos sintéticos, devido à sua solidez e durabilidade.
O conhecimento tecnológico utilizado na concepção do formato das pás é retirado da
indústria aeronáutica, uma vez que o comportamento da pá perante a coluna de ar que a atravessa é
semelhante à das asas de um avião. Numa fase prévia à concretização de um projecto, é necessário
avaliar a potencialidade eólica do local, esta é um momento chave para recolher dados determinantes
para o dimensionamento das pás da turbina. Com base na curva de frequência de ocorrência da
velocidade do vento obtida, é possível definir a velocidade nominal da turbina, que não é
necessariamente a velocidade máxima observada, por não ser compensado economicamente um
sobredimensionamento do equipamento que apenas signifique um pequeno aumento no número de
horas de utilização.
Isto leva a que a turbina tenha de estar preparada para controlar a potência mecânica
exercida pelo vento, para valores acima da velocidade nominal. Para alcançar este objectivo pode
recorrer-se a duas estratégias de controlo de potência, a stall e a pitch. Na primeira têm-se as pás
fixas, pelo que é mantido o seu ângulo de passo, que é o ângulo entre a linha de corda e o plano de
rotação da pá. Por esse motivo é necessário recorrer ao efeito de perda, fenómeno que diminui o
binário das pás do rotor acima de uma determinada velocidade do vento mantendo a potência à saída
aproximadamente constante. A segunda é portadora de um mecanismo nas pás que possibilita a
regulação do ângulo de passo, permitindo controlar com maior exactidão a potência na zona de
potência constante. Para velocidades do vento inferiores, o ângulo de passo é mantido a , seria de
supor que este sistema possibilitasse o controlo da velocidade angular do rotor, que maximiza o
aproveitamento da energia do vento, no entanto verifica-se que o atraso na resposta do sistema de
controlo do passo das pás do rotor é demasiado elevado, comparado com a rápida variação da
velocidade do vento.
Cabina
É aqui que se situam a maior parte dos elementos, como são a caixa de velocidade, o
gerador, o veio principal, o travão e os mecanismos de orientação. Em algumas montagens a caixa
de velocidade não é utilizada, nesses casos a velocidade de rotação do rotor é a mesma do gerador.
O travão é um equipamento de segurança utilizado em situações de emergência, assim como para
parar o rotor quando a velocidade do vento não se encontra dentro dos limites de operação. Já os
mecanismos de orientação, onde se incluem o anemómetro e o sensor de direcção, garantem um
correcto posicionamento da turbina que possibilita a máxima extracção da energia eólica.
34
Torre
A torre é responsável pelo suporte de toda a estrutura, serve também para elevar a turbina a
uma cota na qual a velocidade do vento seja maior e com menor perturbação, chegando a atingir os
setenta metros de altura. É construída em betão, em metal em configurações tubulares, ou ligas
metálicas entrelaçadas.
3.3.2. Conversor Electromecânico
Para transformar a energia mecânica proveniente do rotor da turbina em energia eléctrica
recorre-se ao gerador eléctrico. A escolha deste elemento do sistema está directamente relacionada
com a turbina utilizada e com a existência ou não de caixa de velocidade, variando para cada uma
das opções a forma como é controlada a potência mecânica.
As soluções vulgarmente oferecidas pelos fabricantes são equipadas com Máquina de
Indução de Rotor em Gaiola (MIRG), Máquina Síncrona de Velocidade Variável (MSVV) ou Máquina
de Indução Duplamente Alimentada (MIDA). De seguida, são descritos os princípios de
funcionamento destes três geradores [11].
MIRG
Este gerador eólico é caracterizado pela velocidade praticamente constante a que opera e
pelo recurso a uma caixa de velocidades com uma relação que transforma as típicas das pás
do rotor para as de uma máquina de indução de 2 pares de pólos.
A máquina de indução tem a possibilidade técnica de funcionar como gerador ou como motor,
para que se mantenha no modo de funcionamento gerador é necessário que o escorregamento seja
negativo, ou seja, a velocidade angular do rotor superior à do campo girante. A utilização de uma
máquina de indução acarreta a desvantagem de ser necessária potência reactiva para criar um
campo electromagnético a partir do estator, uma vez que contrariamente à máquina síncrona, o rotor
não é alimentado directamente. Com o intuito de corrigir a influência da componente reactiva da
potência no factor de potência, são utilizadas baterias de condensadores que aproximam o factor de
potência para o valor unitário.
Nesta opção, o controlo de potência acima da velocidade nominal do vento pode ser
conseguido tanto com recurso a turbinas do tipo stall como do tipo pitch.
MSVV
Já nesta solução é utilizada uma máquina síncrona e é dispensada a caixa de velocidades,
compensando-se a diferença entre a velocidade angular mecânica e eléctrica da máquina pela
utilização de geradores com vários pólos. Em algumas instalações podem ser encontradas
montagens com 32 pares de pólos.
Dada a variação de velocidade do gerador, à saída deste é incorporado um conversor
electrónico AC-DC-AC, adaptando assim a frequência deste à frequência da rede. Esta montagem
35
possibilita também um controlo adicional da velocidade angular do grupo turbina eólica e gerador,
com a imposição de um binário resistente, proveniente do controlo da potência activa no conversor
DC-AC. Neste caso é usual recorrer-se apenas a turbinas do tipo pitch.
MIDA
Neste equipamento como no MIRG é utilizada uma caixa de velocidades e as turbinas são do
tipo pitch. Diferenciam-se no entanto pelo facto de na MIDA ser utilizado um rotor bobinado que
permite variar a sua resistência, possibilitando um controlo da sua velocidade.
Em vez de utilizar uma resistência para controlar a velocidade pode recorrer-se a um
conversor electrónico AC-DC-AC, tornando esta montagem duplamente alimentada, uma vez que
aproveita a energia do escorregamento para extrair potência activa do rotor, controlando com isso a
velocidade da máquina. Esta funcionalidade permite adicionar um novo modo de funcionamento à
máquina e passa a ser possível operar como gerador para escorregamentos positivos, bastando
fornecer potência activa ao rotor.
Mas a principal vantagem da montagem MIDA como da MSVV em relação à MIRG, é a sua
possibilidade de operação a velocidade variável, que permite um ganho evidente na potência
mecânica convertida, tanto para velocidades próximas da velocidade de arranque da turbina, como
para velocidades próximas e acima da velocidade nominal.
A interligação do gerador à rede, ou do gerador ao transformador elevador do lado da rede,
pode ser feita com recurso a um conversor AC-DC-AC, que entre inúmeras vantagens dispensa a
utilização de baterias de condensadores correctoras do factor de potência, uma vez que a modelação
PWM assegura factor de potência 0.9.
3.3.3. Modelo da Turbina
A energia que é disponibilizada a uma turbina eólica é a energia cinética associada a uma
coluna de ar com velocidade , da qual o aerogerador consegue retirar maior rentabilidade quão mais
uniforme e constante esta for. A massa de ar da coluna por segundo resulta do produto da velocidade
com a área abrangida pelas pás, e a massa específica do ar . A partir daí é
possível determinar a potência disponível numa coluna de ar , que é então dada por (3.11), onde se
constata uma dependência cúbica em relação à velocidade do vento.
(3.11)
O coeficiente de potência (3.12) resulta no quociente entre a potência mecânica no
veio e a potência associada à coluna de ar .
(3.12)
Este valor advém da impossibilidade física de converter a totalidade da energia proveniente
da coluna de ar, em energia mecânica de rotação do veio da turbina. Existe um valor máximo teórico
36
de conhecido por Limite de Betz. Os aerogeradores actuais apresentam um rendimento
do sistema aerodinâmico que varia entre 50 a 70% do Limite de Betz, o que corresponde na prática
num rendimento de 30 a 42%.
A energia mecânica obtida é então convertida em energia eléctrica, similarmente resulta num
coeficiente entre a potência eléctrica e a potência mecânica . Os valores da eficiência desta
conversão mecânica-eléctrica variam entre os 90 e os 95%. Podendo escrever-se a equação (3.13)
do rendimento global do processo de conversão da na , tipicamente entre os 27 a 40%.
(3.13)
A velocidade específica da pá, (3.14), é dada pela relação entre a velocidade angular da
pá de raio com a velocidade do vento .
(3.14)
A equação (3.15) é a expressão analítica de Slootweg [13], uma das mais reportadas na
literatura e que descrevem o comportamento das grandezas relevantes nos aerogeradores, para o
caso de uma turbina eólica do tipo pitch, onde representa o ângulo de passo.
(3.15)
Com,
.
Recorrendo a (3.11), (3.13) e (3.15), obtém-se uma nova dependência para a potência
eléctrica.
(3.16)
O binário electromagnético é dado por (3.17), onde é a velocidade angular do gerador,
que é dada pelo produto entre a velocidade da turbina e a relação da caixa de velocidades .
(3.17)
3.3.4. Ponto de Potência Máxima
A potência eléctrica gerada por um aerogerador tem uma forte dependência da velocidade do
vento, no entanto também é dependente da velocidade angular da turbina. Portanto, no caso das
turbinas eólicas com equipamento que permite a variação da velocidade, o sistema de controlo da
velocidade angular do rotor deve determinar o óptimo para cada valor de velocidade da coluna de
ar. Desta forma, consegue-se obter a potência máxima adaptando o funcionamento do sistema às
condições ambientais através de um MPPT [14].
Para obter , deriva-se (3.16) em função da velocidade angular, como em (3.18).
Uma vez que fora da zona de potência constante o efeito de pitch não é utilizado, na
determinação do MPPT o ângulo de passo considerado é .
37
(3.18)
Obtendo-se (3.19) correspondente ao máximo de potência.
(3.19)
Aplicando, (3.17) chega-se ao valor de binário de referência, (3.20).
(3.20)
Simplificando a equação (3.20) fica-se com (3.21).
(3.21)
A velocidade angular das turbinas varia tipicamente para velocidades do vento entre e
, intervalo no qual é adaptado o que maximiza a energia produzida. Abaixo deste
intervalo de velocidade do vento a energia eléctrica produzida não supera os desgastes de utilização
do equipamento, pelo que a turbina se encontra parada. Acima do intervalo recorre-se a efeitos
aerodinâmicos para impedir um aumento da velocidade de rotação da turbina, mantendo-se a
potência de saída aproximadamente no seu valor nominal, enquanto que para velocidades do vento
tipicamente acima de , se evita a destruição da turbina, accionados os travões em conjunto
com uma regulação do ângulo de passo das pás que as faça abrandar.
3.3.5. Simulação
Para proceder à concretização do modelo, foram utilizados os dados técnicos do aerogerador
S77, comercializado pela Nordex. Dos equipamentos utilizados destacam-se a máquina de indução
duplamente alimentada, uma caixa de velocidades e uma turbina do tipo pitch. A Tabela 3.3
apresenta as características técnicas do aerogerador.
Tabela 3.3. Características técnicas da turbina eólica Nordex S77 [36]
P (MW)
Diâmetro
do rotor
(m)
Velocidade
mínima
(m/s)
Velocidade
máxima
(m/s)
Relação
Caixa
Velocidades
Factor de
Potência
conversor
(%)
1.5 77 3 25 1:104 0.9 ind.
0.95 cap. 98
38
A turbina eólica pela sua inércia, inerente ao raio de giração das pás do rotor, tem um tempo
de reacção às mudanças de velocidade do vento considerável, pelo que é assumido um , da
mesma maneira que para o controlo de potência é considerado .
A Figura 3.21 apresenta o modelo em diagrama de blocos, onde pode ser identificado o bloco
limite de velocidade, que tem como objectivo limitar as velocidades do vento admitidas para esta
turbina, incluindo a cut-in3 e a cut-out
4. O condicionamento do recurso natural efectuado no modelo é
uma forma indirecta de representar o controlo da velocidade de rotação das pás nos seus limites de
operação.
Surge igualmente o bloco Pm, onde é calculado o valor de potência mecânica disponível
tendo em conta a velocidade do vento recebida pelas pás da turbina, com base em (3.11). Também é
visível o ramo onde é determinado o coeficiente , fundamentado pelos valores de em função
da velocidade do vento fornecidos pelo fabricante deste modelo de turbinas, Tabela B.1. Juntamente
com e é multiplicado o rendimento do conversor electrónico de energia que se assume
constante para esta turbina eólica, não sendo assim considerada a variação da eficiência do processo
de conversão para diferentes potências de saída. Todos estes subsistemas são alvo de uma
apreciação mais profunda no Anexo A.2.
Figura 3.21. Diagrama de blocos do aerogerador
Dos resultados da simulação podem-se observar primeiramente na Figura 3.22 duas
representações da velocidade do vento. A primeira é a velocidade instantânea do vento, é o sinal de
referência do modelo e determina a potência disponível. A segunda advém da primeira, mas diz
respeito à velocidade do vento disponível que efectivamente produz movimento nas pás da turbina
eólica, facto que está dependente da inércia dos elementos móveis deste equipamento, expresso no
modelo através de . A velocidade tem como objectivo fornecer ao sistema de controlo do
aerogerador uma referência da velocidade do vento recebida pela turbina até ao instante, não sendo
por isso afectada pelas interrupções de funcionamento da turbina.
3 Velocidade mínima de operação da turbina, considerada .
4 Velocidade máxima de operação da turbina, considerada .
39
Da Figura 3.22 destaca-se ainda a pouca influência das pequenas perturbações do vento e o
atraso verificado na resposta a grandes perturbações de .
Figura 3.22. Perfil da velocidade do vento verificada e da velocidade teórica na turbina
Tendo também como referência a velocidade do vento da Figura 3.22, na Figura 3.23 é
apresentada a consequente evolução da potência gerada pelo aerogerador, de acordo com o
coeficiente característico da turbina modelada.
Regista-se a dependência da potência de saída em relação à velocidade do vento para
valores de abaixo de , velocidade a partir da qual a potência de saída é mantida
constante, próxima dos , valor que não chega a ser atingido por ser considerado o rendimento
do conversor electrónico AC-DC-AC.
Nesta simulação está bem presente a forte dependência da potência disponível em relação à
velocidade do vento, expressa na equação (3.11), constatando-se uma redução em da potência
gerada para uma diminuição de da velocidade do vento abaixo da velocidade nominal, o que
acentua o papel de um bom dimensionamento das turbinas, de acordo com a sua localização.
São igualmente observáveis os momentos em que se atingem os limites de operação cut-out
e cut-in, aos e respectivamente, nos quais como anteriormente descrito, o potencial
eólico é anulado. Devem ser ainda destacados os instantes e , em que o aerogerador
volta a operar após ter atingido o cut-out e cut-in, e onde podem ser verificadas as velocidades
teóricas do vento de e , que correspondem no primeiro caso a abaixo do cut-out e
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000
10
20
30
Tempo [s]
u [
m/s
]
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 20000
10
20
Tempo [s]
ute
orico [
m/s
]
40
no segundo caso a acima do cut-in. Na prática é o resultado do método de controlo adoptado
para o modelo do aerogerador, bloco Limite Velocidade apresentado no Anexo A.2.
Para as operações indicadas terem lugar recorre-se ao controlo de potência e ao controlo do
ângulo de pitch das pás, para os quais é considerada a constante de tempo , o seu efeito pode ser
visualizado no suavizar da potência de saída, por exemplo nos momentos de desligação e ligação da
turbina.
Figura 3.23. Coeficiente Cp e potência de saída registada, para a a variação da velocidade do vento
teórica
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 20000
10
20
Tempo [s]
ute
orico [
m/s
]
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 20000
0.5
Tempo [s]
Cp
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 20000
1
Tempo [s]
Pote
ncia
[M
W]
41
4. Armazenamento de Energia
Num sistema de energia eléctrica, tem de haver um equilíbrio a cada instante entre a energia
gerada e consumida, isto porque uma rede eléctrica não tem por si só a capacidade de armazenar
energia. No entanto, em redes territoriais existe energia nas massas girantes das grandes centrais
eléctricas pronta a ser entregue à rede, com a contrapartida da redução da sua velocidade e
consequentemente da frequência da rede.
A micro-rede depara-se com um problema semelhante, embora mais pequena do que uma
rede territorial, o grau de incerteza da carga é maior, o que exige um constante ajuste da geração.
Geração esta que se baseia em energias renováveis, imprevisíveis e intermitentes, sem capacidade
de suprir oscilações da frequência, dada a sua baixa inércia e por estarem ligados à rede através de
inversores. Outra situação que merece igual destaque, é o momento em que, por qualquer razão, a
rede em ilha passa a funcionar autonomamente, podendo acontecer desequilíbrios consideráveis
entre carga e geração.
É notória a necessidade de recorrer a uma tecnologia que possa garantir um adequado ajuste
fino de potência, acautelando a qualidade do serviço e diminuindo os custos de picos de produção de
energia eléctrica nos DG. É aqui que aparece o armazenamento de energia, que pode ser feito em
alturas de menos carga com custos mais baixos, podendo fornecer essa energia em situações
críticas, destacando-se como um equipamento fundamental à afirmação da rede em ilha.
Neste campo, sobressaem as Flywheels como principal tecnologia, sendo a energia
armazenada na forma de energia cinética num denso volante de inércia. Existem também as baterias,
um dispositivo de armazenamento de energia química, actualmente alvo de grande interesse, por
serem um componente determinante na afirmação do carro eléctrico, facto que pode impulsionar o
seu desenvolvimento. Os supercondensadores com densidades de potência bastante elevadas
requerem investigação, mas começam a posicionar-se como uma boa alternativa futura.
Estes são as tecnologias abordadas neste capítulo, no entanto vale a pena salientar outras
alternativas de armazenamento de energia como é a hidro-bombagem, normalmente associada a
barragens, e consiste na bombagem de água de um nível inferior para um patamar de reserva,
possibilitando posteriormente a produção de electricidade através de uma turbina hidroeléctrica.
Também se pode recorrer ao ar comprimido, utilizando compressores de alta eficiência que permitem
a sua expansão para a pressão atmosférica a partir de turbinas ligadas à rede eléctrica, no entanto
estão dependentes da existência de estruturas de armazenamento de grande volume, que podem ser
encontradas em minas ou em cavernas naturais. Por fim a bobine supercondutora, na qual se recorre
ao campo magnético desta para armazenar energia. Contudo, o actual estado da tecnologia não
permite ainda a sua utilização prática, uma vez que é necessária alta refrigeração que anula a sua
eficiência.
Na Tabela 4.1, são apresentadas algumas características importantes a considerar para a
utilização destas tecnologias em sistemas de energia eléctrica (SEE).
42
Tabela 4.1. Comparativo entre características de tecnologias de armazenamento de energia [24]
Tecnologia de
Armazenamento
Custo
(€/kWh)
Custo
(€/kW)
Tempo de
Resposta a
Potência
Eficiência
de um Ciclo
Tempo de
Vida Útil
(anos)
Flywheel 150 - 2000 150 - 250 5 ms 93 % 20
Baterias 200 - 2000 300 - 3000 30 ms 70 % - 85 % 2 – 10
Supercondensadores 8000 – 10k 100 - 400 5 ms 95% 40
Ar comprimido 50 - 80 400 - 1200 100 ms 80 % 30
Hidro-bombagem 70 - 150 600 - 1500 30 ms 87 % 40
SMES 600 – 82k 300 5 ms 95% 40
Na mesma se pode verificar a diferença entre os custos em potência e energia de cada um,
destacando-se a Flywheel e os supercondensadores por terem um custo de potência mais baixo, ao
contrário das baterias e das outra tecnologias. Já os custos de energia são mais favoráveis a técnicas
como o ar comprimido e hidro-bombagem, seguindo-se as baterias a par com a Flywheel. É a energia
a característica que reduz o potencial dos supercondensadores por apresentar custos bastante
superiores às outras. O tempo de resposta à potência destas tecnologias é muito inferior às DG,
sendo o ar comprimido o mais lento, com . É de destacar também a eficiência por ciclo da
Flywheel e dos supercondensadores, ao contrário da bateria que em algumas circunstâncias é de
70%, enquanto o tempo de vida útil é equiparável em todas, excepto no caso das baterias que
apresentam uma longevidade reduzida.
Outras especificações relevantes e que estão directamente ligadas aos custos destes
dispositivos são as densidades de energia e potência. Na Figura 4.1 podem ser observados os
posicionamentos relativos de cada uma das tecnologias.
Figura 4.1. Densidade de Energia e Potência [18]
43
Como pode ser verificado, as tecnologias associadas aos supercondensadores encontram-se
ao longo de uma linha que se estende aproximadamente para a mesma densidade de energia,
enquanto as baterias surgem gradualmente a cada nova família a subir a sua densidade de energia e
potência. A Flywheel acaba por se posicionar a um nível intermédio entre as duas, sendo que tem um
maior compromisso entre as densidades de potência e energia.
É importante salientar a constante mutação que se verifica em cada uma destas tecnologias,
uma vez que são esperados nos próximos anos acréscimos significativos nas densidades de potência
e de energia, por se apresentarem em alguns casos ainda como um factor limitativo ao
desenvolvimento tecnológico em outras áreas, sendo por isso alvo de permanente investimento.
44
4.1. Flywheels
4.1.1. Descrição
As Flywheels são utilizadas em diferentes aplicações, como uma reserva de energia rápida
para automóveis, também em equipamentos aeroespaciais, assim como armazenamento de energia
no controlo da frequência de pequenas redes.
Os principais atributos que tornam esta tecnologia útil em diferentes cenários são:
o Densidade de potência elevada;
o Densidade de energia elevada;
o Longo período de vida útil, independentes do número de ciclos de cargas e
descargas;
o Potência disponível independente do nível de energia armazenada;
o Fácil determinação do nível de energia acumulada, associada à velocidade de
rotação;
o Necessita de pouca manutenção;
o Recarga rápida;
o Sem impacto ambiental;
A Figura 4.2 apresenta um módulo típico de Flywheel.
Figura 4.2. Flywheel em corte [38]
O elemento rotativo do sistema é o rotor, constituído por um veio e uma massa de inércia.
Inicialmente as massas de inércia eram concebidas em aço, no entanto, nos últimos anos com o
desenvolvimento tecnológico na área dos materiais, passaram a ser concebidas em material
compósito de fibra de carbono. Mais leves, mais robustas e baratas, permitem velocidades
substancialmente superiores na ordem das dezenas de milhar de rpm e uma redução da estrutura de
45
custos desta tecnologia. Associada a uma velocidade angular mais alta, existe também a vantagem
de se obter uma densidade de energia muito maior, uma vez que a energia depende linearmente da
inércia e quadraticamente em relação à velocidade, como pode ser verificado na equação (4.6).
As perdas energéticas no sistema são um factor com enorme relevância, para isso nos apoios
do veio do rotor são utilizados rolamentos magnéticos, diminuindo a fricção, assim como os gastos
com manutenção. Com o mesmo objectivo, alguns fabricantes injectam hélio pressurizado na
atmosfera que envolve o rotor, outros preferem reduzir tanto quanto possível a pressão atmosférica
da câmara, para diminuir a fricção entre o rotor e as partículas de ar que o envolvem.
A segurança é muito importante neste tipo de tecnologias, uma vez que comportam imensa
energia. Primeiramente é necessário garantir um elevado grau de fiabilidade dos inversores, do seu
controlo e da máquina eléctrica, assim como robustez estrutural das peças móveis. Para além disso,
importa garantir uma blindagem suficiente para o caso de rotura mecânica. Pela mesma razão, na
instalação as Flywheels são parcialmente enterradas no solo.
Esta tecnologia está projectada para funcionar durante 20 anos, período durante o qual os
benefícios económicos e de qualidade do serviço, pela integração deste componente da micro-rede,
devem superar o investimento inicialmente efectuado.
Para se ter uma melhor percepção do actual estado da implementação destes equipamentos
em aplicações relacionadas com o armazenamento de energia eléctrica, são apresentados na Tabela
B.2 alguns exemplos de Flywheels instaladas na última década.
4.1.2. Máquina Eléctrica
Baseado no princípio da conservação de energia, a Flywheel troca energia eléctrica com a
rede e transforma-a em energia cinética de rotação. Para isso é necessário um conversor
electromecânico que relaciona duas grandezas, a velocidade ω do induzido com a potência
disponível nos terminais da armadura, permitindo um funcionamento como motor, quando recebe
energia eléctrica da rede que excita os enrolamentos do estator, convertendo-a em energia mecânica
e acelerando a Flywheel, ou como gerador, servindo-se da velocidade do rotor pelo processo inverso,
fornecendo energia eléctrica à rede.
Nesta aplicação, a maior parte dos projectistas de Flywheels recorrem a máquinas AC de
velocidade variável, uma vez que a desaceleração progressiva do seu rotor quando o sistema está a
fornecer energia à rede, requer um conversor electromecânico apropriado. Para esse efeito são
utilizadas maioritariamente máquinas síncronas de magnetos permanentes (PMSM) do tipo fluxo
radial ou axial e máquinas de indução. Menos comum, a máquina síncrona de relutância, também é
uma possibilidade.
Estas tecnologias têm sofrido um grande desenvolvimento, potenciado pelo aumento da
capacidade computacional, que possibilitou a utilização de ferramentas de design com as quais, se
pode visualizar a distribuição do campo magnético no rotor e no estator, permitindo melhorias no
processo de indução da máquina.
46
Com o intuito de aumentar a eficiência eléctrica de novas máquinas, diminuindo as correntes
que circulam nos enrolamentos, têm vindo a ser desenvolvidos também equipamentos que suportem
tensão na ordem dos . No entanto, ainda não existe tecnologia que consiga atingir a alta tensão
( ) sem a utilização de transformadores que introduzam perdas no sistema.
A Tabela 4.2 compara as vantagens e desvantagens dos três tipos de máquinas mais
presentes nesta tecnologia.
Tabela 4.2. Vantagens e desvantagens das máquinas mais utilizadas [15]
PMSM de Alta Tensão PMSM Indução
Vantagens
- Grande capacidade de
sobrecarga;
- Campo magnético
produzido sem perdas de
excitação;
- Rotor de fabrico simples;
- É possível atingir alta
eficiência;
- Campo magnético
produzido sem perdas de
excitação;
- Rotor de fabrico simples;
- Possível de atingir alta
eficiência.
- Não há o risco de
desmagnetização;
- Sem campo de
excitação para binário
zero, reduzindo as
perdas;
- Pode ser produzida
com materiais de
baixo custo.
Desvantagens
- Risco de
desmagnetização, redução
da coercividade e aumenta
temperatura;
- Máquina com ferro no
estator, implicando perdas
a binário nulo;
- Baixa capacidade
tensora dos magnetos
permanentes,
necessitando suporte
estrutural;
- Risco de desmagnetização,
redução da coercividade e
aumenta temperatura;
- Máquina com ferro no
estator, implicando perdas a
binário nulo;
- Baixa capacidade tensora
dos magnetos permanentes,
necessitando suporte
estrutural;
- Rotor com estrutura
complexa e existência
de escovas;
- Baixa capacidade de
sobrecarga, limitada
pelas correntes do
estator.
O número de pólos é essencial para um perfeito aproveitamento da energia armazenada.
Máquinas eléctricas com dois pólos são mais frequentes quando as Flywheels têm massas de inércia
de baixa densidade e alta velocidade, 104 rpm, para os restantes casos são utilizados mais do que
um par de pólos. De acordo com a configuração, a distribuição dos pares de pólos pode influenciar a
existência de forças radiais e axiais, o que pode vir a aumentar as perdas nos apoios do veio, sendo
necessária uma atenção especial neste detalhe.
47
J
4.1.3. Conversor Electrónico
Tanto no caso de se optar por uma máquina PMSM como na generalidade das restantes
opções utilizam-se máquinas CA, o conversor responsável pela interface com a rede é tipicamente
um AC-DC-AC, como é apresentado na Figura 4.3.
Figura 4.3. Esquema ilustrativo das ligações entre o Conversor, a Máquina Eléctrica e a Flywheel
Este conversor permite a interligação de grandezas eléctricas alternadas de frequência fixa
com grandezas de frequência variável, possibilitando à máquina operar solidária com a Flywheel a
diferentes velocidades, independentemente da frequência da rede. Para isso é fundamental manter
no andar intermédio a tensão num valor fixo, sem flutuações, assegurando-se assim que os
conversores possam cumprir as suas funções.
4.1.4. Modelo
Neste ponto é desenvolvido um modelo matemático de uma Flywheel no que respeita à sua
dinâmica rotativa [16], e que suporta o modelo em diagrama de bloco, apresentado logo de seguida.
Na Figura 4.4 é apresentado o sentido de rotação da Flywheel, o produto da velocidade
angular com o coeficiente de atrito viscoso que resulta no binário de atrito e a soma dos
binários aplicados ao sistema . Estas são as componentes mais influentes na dinâmica da
Flywheel.
T(t)
θ(t)
- βω(t)
Figura 4.4. Massa de Inércia
48
A lei de Newton-Euler exprime-se:
(4.1)
Adicionando o binário de atrito, que se opõe ao movimento, fica:
(4.2)
Com
, onde é o deslocamento angular:
(4.3)
A equação (4.3) diferencial linear de 1ª ordem, representa matematicamente o sistema no
domínio do tempo. Aplicando a transformada de Laplace unilateral, para condições iniciais nulas
obtém-se (4.4).
(4.4)
Chegando-se à função de transferência
, representativa do sistema no domínio da
frequência.
(4.5)
Cabe agora dimensionar e . Começa-se por apresentar as relações físicas presentes na
Flywheel.
A energia cinética de uma massa rotativa é dada pela equação, onde é o momento de
inércia e ω é a velocidade angular.
(4.6)
O momento de inércia depende da forma como a massa está distribuída em torno do eixo de
rotação, este pode ser encontrado com a equação (4.7), sendo a distância entre o eixo de rotação e
a fracção de massa x.
(4.7)
Considerando que a massa de inércia da Flywheel tem um raio , o momento de inércia
passa a ser dado por:
(4.8)
Conjugando as equações (4.6) e (4.8), obtém-se:
(4.9)
A seguinte equação relaciona a Potência com Binário .
(4.10)
49
4.1.5. Simulação
Para modelar a Flywheel utilizaram-se as características técnicas do equipamento
PowerStore 500 da Powercorp, de velocidade baixa, que assegura uma potência máxima de
durante a carga e descarga. Na Tabela 4.3 são apresentados os dados mais relevantes e que
possibilitam o cálculo dos parâmetros do modelo.
Tabela 4.3. Flywheel PowerStore 500 do fabricante Powercorp, 500 kW [37]
Energia
Armazenada
a 3600rpm
Tempo de
Carga/Descarg
a a P=100kW
Tempo de
Carga/Descarg
a a P=500kW
Velocidade ω de
Operação
PPerdas a
1800rpm
PPerdas a
3600rpm
Rendimento
18 MJ ≈ 150 s ≈ 30 s 1800–3600 rpm
188.5–377 rad/s 12 kW 15 kW > 90%
A partir dos dados e , aplicando a equação (4.6),
chega-se a um valor de inércia .
Por outro lado, já que se conhece a potência de perdas para duas velocidades do
equipamento, em vez de se calcular o factor , opta-se por aproximar a variação das perdas em
função da velocidade por uma recta e introduz-se o bloco Perdas no modelo, que contém uma
interpolação linear com base nos dados do fabricante.
Na Figura 4.5 é apresentado o modelo final, com o qual é possível simular o processo de
carga/descarga para qualquer valor e variação da potência de funcionamento.
Figura 4.5. Diagrama de Blocos da Flywheel
50
Para simular o andamento da potência de saída do sistema a cada valor da demanda de
potência pretendida, criou-se um loop que recria o processo de armazenamento de energia com base
na inércia , sendo integrada a velocidade angular com base nos binários provenientes da potência
de entrada e da velocidade instantânea da Flywheel. Potência esta, à qual é somada uma
componente dependente de , relativa às perdas cinéticas da massa girante como já foi referido, e
que surge como uma potência que permanentemente diminui a energia armazenada.
Isto, tendo em atenção os limites de velocidade da massa girante apresentados na Tabela 4.3
e a consequente energia armazenada, que indica o intervalo de funcionamento.
É assumido que no estado inicial o sistema encontra-se à velocidade angular
.
É considerado que o tempo de resposta à procura de potência desta tecnologia é de
aproximadamente , valor de acordo com o que é indicado pela generalidade dos fabricantes.
Também é tido em conta o rendimento de todo o processo de carga ou descarga. No Anexo A.3,
pode ser encontrada a forma como é efectuado o limite de funcionamento através do bloco Limite E,
e o bloco Rendimento.
São apresentados na Figura 4.6, os resultados obtidos da simulação consecutiva dos
processos de carga e descarga, tomando como referencia uma potência fornecida à Flywheel de
durante , e posteriormente uma demanda de potência para o exterior de durante
.
Figura 4.6. Potência de referência e Potência de saída da Flywheel, com destaque para o tempo de
resposta
51
É notório o período de carga e descarga, limitado pela energia existente no sistema de
armazenamento de energia. Uma vez que o importante nesta análise é o comportamento a médio e
longo prazo, não é dada especial relevância ao comportamento dos transitórios do equipamento,
sendo assumido unicamente o atraso à resposta, que é destacado.
Já a Figura 4.7 ilustra a evolução da energia e da velocidade angular, para as mesmas
referências de potência indicadas anteriormente.
Figura 4.7. Evolução da Energia Armazenada e Velocidade Angular
É visível a relação directa existente entre a energia armazenada e a velocidade , sendo o
declive em cada ponto da recta da energia correspondente à potência instantânea de saída.
Da Figura 4.6 e da Figura 4.7, é possível retirar o tempo de carga e descarga para cada
potência de referência, sendo que a são necessários aproximadamente para atingir a
velocidade de rotação máxima, enquanto que a é preciso um período aproximado de
para voltar ao estado inicial . Comparando a diferença entre os tempos de carga e de descarga, e
considerando as potências a que se referem, conclui-se que neste modelo o período de descarga é
mais curto. Isto deve-se ao efeito do rendimento, que afecta por um lado a quantidade de potência
que é convertida em movimento e por outro lado o binário que se converte em energia eléctrica, o
que se reflecte na duração do intervalo de tempo de carga e descarga. O intervalo de tempo de
carregamento é prolongado por necessitar de mais energia, uma vez que a potência é reduzida,
enquanto que o período do modo de descarga é encurtado, dado o maior binário necessário para
igualar a potência requerida.
Existe outro factor que aumenta a diferença entre os tempos de funcionamento destes dois
modos, que é a influência das perdas internas de rotação da massa girante. Na situação exposta o
seu efeito aumenta aproximadamente ao modo de carga e diminui ao de descarga, o que
suscita especial atenção em utilizações mais prolongadas.
0 10 20 30 40 50 60 70 800
1
2x 10
7
Energ
ia [
kJ]
Tempo [s]
0 10 20 30 40 50 60 70 800
200
400
w [
rad/s
]
52
4.2. Baterias
Já decorridos mais de dois séculos após a sua invenção e usadas em inúmeras aplicações,
as baterias têm sido alvo nos últimos anos de investimento por parte do sector automóvel, por se
apresentarem ainda como um elemento limitativo na afirmação do carro eléctrico. Factor que pode
impulsionar o seu desenvolvimento num futuro próximo e generalizar a sua utilização associadas às
redes de energia.
4.2.1. Descrição
As baterias são dispositivos conversores de energia, que armazenam energia química e a
tornam disponível na forma de energia eléctrica. São constituídas por um grande número de
pequenas células, ligadas em série ou em paralelo, de forma a perfazerem a tensão e corrente
pretendida à saída. Cada célula é formada por dois eléctrodos, o ânodo e o cátodo, e por um meio
envolvente, o electrólito. Consoante os tipos de materiais constituintes, assim se dá o nome da família
da bateria, procurando-se sempre uma maior densidade de energia e potência, que as torne menos
volumosas.
A Tabela 4.4 enumera as propriedades que devem ser tidas em conta na selecção do ânodo
e do cátodo.
Tabela 4.4. Propriedades relevantes do ânodo e do cátodo [21]
Ânodo Cátodo
Agente redutor eficiente
Boa condutividade
Estabilidade
Baixo custo
Facilidade de fabrico
Agente oxidante eficiente
Estabilidade
Baixo custo
Facilidade de fabrico
O material que tem vindo a ser escolhido para ânodo é o zinco, no entanto o lítio começa a
ganhar grande destaque, devido ao seu potencial electroquímico e pelo facto de ser o metal mais leve
da tabela periódica. Contudo, o custo final das baterias baseadas em lítio ainda é elevado,
comparando com as outras opções. Para o cátodo são escolhidos metais óxidos.
Apesar de se precisar de um electrólito bom condutor iónico, este não pode ser condutor
eléctrico, pelo que é necessário isolar electricamente os eléctrodos.
A aptidão energética de uma bateria é imposta pela sua capacidade, expressa em ou em
.
A potência máxima a que as baterias podem fornecer energia é ditada pela sua capacidade
, pelo tempo de operação e pelo rendimento do inversor , de acordo com a equação (4.11).
53
(4.11)
No entanto, deve ser tida em conta a corrente de descarga máxima indicada pelo fabricante,
que depende da tecnologia utilizada e pode limitar , para potências acima de um determinado
patamar.
4.2.2. Reacções químicas e Termodinâmica
De seguida, é apresentada a reacção química genérica, presente no processo [19],
começando pela reacção de redução que acontece no cátodo, sendo o número de moléculas do
tipo dando origem a moléculas do tipo .
(4.12)
No ânodo, acontece reacções de oxidação.
(4.13)
Sendo a reacção global expressa na forma:
(4.14)
A energia eléctrica proveniente da energia química é limitada pela transformação de energia
livre no sistema .
(4.15)
Onde,
– Energia de Gibbs normalizada a uma dada pressão e temperatura ;
– Número de electrões envolvidos na reacção;
– Constante de Faraday ;
– Força electromotriz normalizada à pressão e temperatura .
Para condições fora do estado normal, a tensão na célula é obtida pela equação de Nernst,
(4.16)
Onde,
– Peso da actividade da espécie i;
– Constante dos gases ;
– Temperatura absoluta .
Com todas as potências referidas a
.
Infelizmente nem toda a energia química é transformada em eléctrica, uma vez que existem
perdas no processo, que se devem a reacções de polarização e à impedância interna da bateria.
54
Pode expressar-se a tensão na célula quando ligado a uma carga por:
(4.17)
Com,
– Força electromotriz ou tensão de circuito aberto [V];
– Polarização devido à activação ou sobretensão devido à transferência de
carga no ânodo e no cátodo [V];
– Polarização devido à concentração no ânodo e no cátodo [V];
– Intensidade de corrente na carga [A];
– Resistência interna da célula [ ].
A Figura 4.8 mostra a forma como é influenciada a tensão de saída da bateria com o aumento
da corrente interna, podendo ser observado o contributo de cada parcela anteriormente identificada
na equação (4.17).
Figura 4.8. Tensão de saída em função da corrente interna
Para além destes factores principais, existem outros que afectam o funcionamento interno da
bateria, no entanto não cabe aqui fazer um levantamento exaustivo de todos eles.
4.2.3. Factores que influenciam o desempenho
Como já foi abordado anteriormente, a característica operacional da bateria está longe de ser
ideal, sendo vários os factores internos e externos que influenciam o seu desempenho. De seguida
são descritos os mais influentes.
Tensão
A tensão de operação da bateria não se mantém constante no valor ideal ao longo da
descarga, sofrendo o decréscimo acentuado à medida que a carga da bateria se aproxima do seu
valor mínimo, isto deve-se à resistência interna e às reacções de polarização.
55
Corrente
O efeito de Joule e a polarização também afectam a corrente de descarga à medida que
aumenta a sua intensidade. Intensidades de corrente elevadas provocam uma diminuição do ciclo de
vida da bateria.
Modo de descarga
Existem três modos básicos de operação das baterias, a resistência constante, corrente
constante ou potência constante. A sua escolha tem um papel importante na performance da bateria.
No caso de a bateria servir de reserva de energia em redes eléctricas, deve utilizar-se o modo de
descarga a potência constante, permitindo fornecer uma potência fixa independentemente das
variações da sua corrente e tensão.
Temperatura
A temperatura da bateria influência o tempo de descarga e a sua tensão de saída. Cada tipo
de bateria tem o seu intervalo de temperaturas óptimas de funcionamento, no qual se observa um
tempo de descarga óptimo. Fora desse intervalo a capacidade é reduzida e pode mesmo acontecer
degradação do equipamento.
Ciclo de vida
É sabido que o grande entrave na escolha da bateria como tecnologia de armazenamento de
energia para uma micro-rede, é o seu tempo útil de vida, curto em comparação com outras
tecnologias como a Flywheel, de aproximadamente 20 anos.
Na bateria, o ciclo de vida reflecte as condições a que esta foi exposta ao longo do tempo.
Factores como a temperatura e a intensidade de corrente são determinantes e limitam a sua
utilização num meio dinâmico agressivo como uma rede eléctrica, com padrões elevados de
qualidade da energia eléctrica (QEE) a assegurar. Para aumentar este ciclo de vida da bateria,
devem ser prevenidos ciclos de carga e descarga curtos e sucessivos, e a sua potência de entrega
máxima deve ser reduzida. Desta forma pode-se viabilizar a sua utilização como complemento a um
armazenamento de energia com base noutra tecnologia.
56
4.2.4. Estado de arte
No armazenamento de energia, não se está em geral preocupado com o peso das baterias na
sua instalação, uma vez que vão permanecer no mesmo sítio durante toda a sua vida útil. Contudo,
este um dos factores mais determinantes na avaliação do seu potencial relativo. A Figura 4.9
apresenta a actual eficiência de cada família de baterias, após 80% do seu ciclo de vida. Onde as que
utilizam iões de lítio surgem com uma considerável vantagem em relação às restantes com a
eficiência próxima do máximo após 8000 ciclos. De destacar ainda as baterias de sódio-enxofre e de
fluxo regenerativo com eficiência entre os 75% e 90% ao fim de 3000 ciclos.
Figura 4.9. Avaliação do ciclo de vida de diferentes famílias de baterias [24]
Actualmente existem alguns tipos de baterias com aplicação na área dos sistemas de
armazenamento de energia, cada uma com vantagens em condições específicas, sendo importante
perceber as capacidades e limitações de cada uma delas. Na Tabela 4.5 podem ser comparadas as
vantagens e desvantagens de algumas baterias com aplicabilidade em SEE, enquanto na Tabela B.3
são apresentados alguns projectos já implementados na rede eléctrica.
57
Tabela 4.5. Vantagens e desvantagens de tipos de baterias com aplicação no SEE
Vantagens Desvantagens
Ácido
-
Chumbo
- Baixo custo
- Usada para melhorar QEE
- Conhecimento adquirido em algumas
aplicações de larga escala
- Ciclo de vida curto
- A potência máxima depende do estado de
descarga da bateria
Lítio
- Elevada energia e potência específica
- Elevada tensão
- Boa retenção de carga
- Baixa taxa de auto-descarga
- Baixo ciclo de vida
- Grande taxa de funcionamento pobre
- Capacidade de fadiga
- Problemas de segurança
Iões de
Lítio
- Células seladas, sem manutenção
- Longo ciclo de vida
- Ampla gama temperatura operação
- Baixa taxa de descarga
- Capacidade recarga rápida
- Descarga de grandes potências
- Grande eficiência energética
- Elevada energia e potência específica
- Sem efeito de memória
- Custo inicial ainda elevado
- Degrada-se com temperaturas elevadas
- Necessita de circuito de protecção
- Sobrecargas podem induzir perdas
- Quando danificada pode sofrer aumento da
temperatura
Sódio
–
Enxofre
- Matéria-prima de baixo custo
- Insensível às condições ambientais
- Alta energia e potência específica
- Ciclo de vida comparável à bateria de
iões de lítio
- Temperatura de 300ºC
- Contém elementos corrosivos, requer
selagem eficiente
Metal
-
Ar
- Compactas
- Apresentam o custo mais baixo
- Sem impacto ambiental
- Existe com packs de recarga
- Tecnologia de recarga ainda em
desenvolvimento
- A recarga é difícil e ineficiente
- Ambicionam apenas centenas de ciclo de
carga com eficiência de 50%
Zinco
–
Brómio
- Boa energia e potência específica
- Baixo impacto ambiental
- Ópera à temperatura ambiente
- Capacidade de carga rápida
- Descarga a 100%
- Requer arrefecimento e controlo de
temperatura
- Necessita desenvolvimento na moderação
da potência entregue
Vanadium
Redox
- Em grande crescimento
- Baixo custo
- Possível recarrega mecanicamente em
minutos
- Baixo impacto ambiental
- Ciclo de vida comparável à bateria de
iões de lítio
- Descarga a 100%
- Complexidade do sistema de controlo em
comparação com baterias convencionais
- Menor volume energético do que bateria de
iões de lítio
- Custos de manutenção acrescidos
58
Na Tabela 4.5 são referidos três tipos de baterias não convencionais. Tanto a Zinco-Brómio
como a Vanadium Redox são baterias de fluxo regenerativo, pertencentes a um subgrupo das células
de combustível com capacidade de se recarregarem a partir da rede. Nestas, os eléctrodos positivo e
negativo, são líquidos e fluem por uma célula electroquímica, onde é convertida a energia química em
eléctrica. Já a bateria Metal-Ar contém vários orifícios, dos quais recebe oxigénio do ar ambiente que
por sua vez reage com o metal com que são constituídas, tipicamente zinco. Funciona à semelhança
de outras baterias em que o oxigénio é fornecido internamente, como é o exemplo das da família do
dióxido de manganês.
Estas características justificam a escolha das baterias de Ácido-Chumbo para aplicação com
poucos , por apresentarem um compromisso entre desempenho e custo, superior, em detrimento
das de Lítio que embora tenham um melhor desempenho, o seu custo impede a utilização em larga
escala. Para sistemas com algumas centenas de a escolha continua a recair em Ácido-
-Chumbo, contudo as baterias de fluxo regenerativo também se mostram competitivas, embora
tenham custos de manutenção acrescidos. Para aplicações de maior escala, podem utilizar-se
baterias de fluxo, no entanto as baterias deixam de ser vantajosas em comparação com outras
tecnologias, como são o Ar comprimido e a Hidro-bombagem.
4.2.5. Conversor Electrónico
Para interligar um sistema de armazenamento baseado em baterias à rede è necessário um
conversor electrónico DC-DC-AC que adeqúe a potência que transita entre as duas partes, Figura
4.10. Este conversor pode dividir-se em dois circuitos com funções distintas.
O andar DC-DC é responsável pela regulação da corrente de carga ou descarga da bateria,
através de um sistema de controlo que reage à demanda momentânea, enquanto o módulo DC-AC
se encarrega do controlo da potência trocada com a rede. Para o bom funcionamento do conversor é
necessário um nivelamento da tensão DC no andar intermédio, o que é conseguido com o auxílio do
condensador .
Figura 4.10. Esquema ilustrativo do Conversor utilizado para a interface entre a bateria e a rede
Esta montagem DC-DC-AC é similarmente utilizada para a ligação à rede de
supercondensadores, uma vez que se trata também de uma tecnologia de armazenamento de
energia, onde o controlo de carga e descarga é feito através da regulação da corrente que atravessa
os supercondensadores.
59
É de referir que tanto esta montagem como as restantes apresentadas para as outras
tecnologias são feitas à base de semicondutores com topologias GTO ou IGBT. Inicialmente
começaram por ser usados os GTO, capazes de suportar tensões de e correntes de ,
com frequência de comutação até aos . Nos últimos anos têm-se destacado os IGBT com
tensões até , correntes de e mais do que tudo, alta frequência de comutação superior a
. De acordo com as tensões e correntes presentes nos dois andares de conversão, pode ser
necessário mais do que um semicondutor em série ou em paralelo, para serem cobertos os níveis de
tensão e corrente máximos, respectivamente. Já a técnica de modelação utilizada é tipicamente a
modelação por largura de impulso, PWM, na qual se pretende ter uma frequência de comutação tão
alta quanto possível.
4.2.6. Modelo
Para se poder prever o desempenho e optimizar o funcionamento de uma bateria, deve-se
partir de um modelo matemático que simule correctamente este equipamento [22].
O modelo eléctrico é idealizado com o objectivo de simular as perdas por efeito de joule e
contabilizar também as perdas de polarização. O efeito de joule é considerado linear, já as perdas de
polarização são não lineares e têm um maior peso global.
Figura 4.11. Modelos eléctricos da bateria: (a) Thevenin, (b) Impedância, (c) Execução [22]
Na Figura 4.11 são apresentados três modelos matemáticos genéricos para as baterias.
Nenhum dos modelos é perfeito, pelo que, por vezes têm que ser usados conjuntamente para se
obterem resultados mais aproximados à realidade.
60
A escolha do modelo a ser utilizado depende da aplicação, se é dada mais relevância à
resposta AC, DC ou aos parâmetros da bateria em tempo real. Para um sistema de armazenamento
de energia, o que mais interessa é ser conhecido o ciclo de carga e descarga da bateria, para assim
ser determinada a duração e a potência a que se realiza o mesmo. Nesse sentido, e de acordo com
[22], chega-se a um circuito que é obtido a partir dos anteriores, Figura 4.12.
Figura 4.12. Modelo escolhido [22]
O modelo escolhido prevê o comportamento transitório a curto e longo prazo e está dividido
em dois circuitos principais. O da esquerda, diz respeito à determinação do processo de carga e
descarga, onde o representa a capacidade da bateria de acordo com (4.18):
(4.18)
Como está bem presente em (4.18) pode ser incluído nesta capacidade a sua dependência
em relação ao número de ciclos de carga e à temperatura. No entanto, não é considerada a sua
dependência em relação à temperatura e como nas baterias de Li-ion não é tão presente o efeito de
memória, acabou por se simplificar o modelo considerando, e . Também é
considerada nulo, dado que a auto-descarga é inferior a .
A fonte de corrente é comandada pela , influenciando a tensão aos terminais do
condensador. A componente da direita da Figura 4.12 simula o comportamento da característica ,
da Figura 4.8, enquanto no circuito da direita estão identificadas as componentes que assumem o
papel das perdas internas , do comportamento a curto termo , e o
comportamento a longo termo , . Já a fonte de tensão é comandada pela
tensão do circuito da esquerda.
61
4.2.7. Simulação
Este modelo é baseado em dados reais de uma célula de bateria de Polímeros Iões de Lítio,
modelo PL-383562. Os dados mais relevantes fornecidos pelo fabricante são apresentados na Tabela
4.6.
Tabela 4.6. Propriedades de uma célula de bateria. Modelo: PL-383562 [39]
Capacidade Vmax Vmin Vmédio Icarga
Max.
Idescarga
Max.
Tempo de
carga
(850mA)
Peso
880 mAh 4.2 V 3 V 3.7 V 1.275 A 1.700 A 2.5 h 18 g
Cabe agora obter o comportamento não linear em função do estado de carga da tensão
, , , , e ,
presente no modelo eléctrico da Figura 4.12. Uma vez que são necessários procedimentos
experimentais para a sua obtenção recorreu-se a [22], de onde foram retiradas por interpolação,
(4.19), (4.20), (4.21), (4.22), (4.23) e (4.24):
(4.19)
(4.20)
(4.21)
(4.22)
(4.23)
(4.24)
É assumido um sistema de armazenamento de energia com e
, composto por 500 células em série e 40 em paralelo.
A partir do circuito eléctrico da Figura 4.12 anteriormente escolhido, construiu-se um modelo
em Simulink, sempre com a intenção de obter uma resposta em potência deste sistema à demanda
pretendida. É admitido um tempo de resposta à potência para todo o sistema da bateria de , de
acordo com o que é indicado pelos fabricantes destes dispositivos.
A Figura 4.13 apresenta o circuito de controlo da bateria, que assegura uma potência de
saída constante, enquanto a carga estiver dentro dos seus limites. Isto é conseguido a partir do
adequado nivelamento da corrente de operação, de acordo com a evolução da tensão de saída.
É admitido um rendimento para todo o sistema de 85%.
Já os blocos Bateria e Limite P e I, que modelam o funcionamento de uma célula e os limites
dos processos de carga e descarga, são descritos com mais detalhe no Anexo A.4.
62
Figura 4.13. Diagrama de blocos do modelo da bateria
A Figura 4.14 ilustra o comportamento completo da dinâmica da bateria modelada, durante
um ciclo de descarga e carga, sendo que a descarga é feita para uma potência de referência de
, enquanto que para carregar este sistema de armazenamento é escolhida uma potência de
. Dos resultados obtidos destaca-se que a potência de saída transita para zero, logo que são
atingidos os limites de armazenamento, assim como é visível a redução da potência de descarga
próximo do segundo 1750, que deixa de ser a pretendida pela referência, limitada pelo valor da
corrente.
Figura 4.14. Potência de referência e potência de saída da bateria
A Figura 4.15 expõe a corrente verificada para a situação em análise, sendo registada uma
corrente máxima de descarga de que corresponde ao limite de corrente de descarga para 40
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
-100
-50
0
50
100
Tempo [s]
Pote
ncia
[kW
]
Pref
Pout
63
células em paralelo, onde o limite de cada uma é . É este facto que leva à redução da potência
da Figura 4.14, conferida anteriormente. Já no modo de carga observa-se uma corrente de ,
abaixo do limite, portanto sem qualquer efeito na potência de saída. De acordo com os pressupostos
do controlo utilizado, as variações na corrente durante cada processo resultam do comportamento da
tensão, de forma a equilibrar a potência tanto quanto possível com a referência.
Figura 4.15. Corrente interna da bateria
Por último fica o andamento da tensão, que acompanha o estado da carga, de acordo com a
Figura 4.16. A tensão aos terminais da bateria varia entre os e próximo de , o que
equivale como era de esperar a 500 células em série, cada uma com uma tensão de operação que
varia entre os e os .
Figura 4.16. Tensão aos terminais do módulo e percentagem do estado de carrega
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
-40
-20
0
20
40
60
Tempo [s]
Corr
ente
[A
]
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
1600
1800
2000
Tempo [s]
Tensao [
V]
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
0
0.5
1
SO
C [
%]
64
Como no caso da Flywheel, também se regista uma diferença de tempo entre o modo de
carga e de descarga, sendo que, aqui essa diferença é maior porque o rendimento dos processos é
menor, o que aumenta o tempo de carga e reduz o tempo de descarga da bateria.
A existência da resistência em série no modelo causa um degrau de tensão para cada
instante em que a corrente interna se anula, o que influencia o valor mínimo e máximo da tensão aos
terminais do sistema.
65
4.3. Supercondensadores
Durante muitos anos os condensadores integraram apenas aplicações electrónicas, passando
ao lado de uma utilização em sistemas de armazenamento de energia, devido às suas limitações
técnicas. Nos entanto na última década, têm surgido sucessivos avanços nesta tecnologia,
resultantes de intensa pesquisa da engenharia dos materiais, que vêm viabilizar a integração dos
supercondensadores em equipamentos de reserva temporária de energia. Isto é conseguido após
melhorias na densidade de energia, assim como nos custos associados aos processos de fabrico.
Existem várias combinações de materiais utilizados na concepção destes dispositivos,
contudo é possível organizá-las em apenas duas famílias diferentes de supercondensadores
electroquímicos, os double-layer e os pseudocondensadores.
Os supercondensadores apresentam-se neste momento como um complemento para
sistemas de armazenamento de energia baseados também noutras tecnologias, que passam a
beneficiar de uma maior densidade de potência e de uma redução de sobrecargas.
4.3.1. Descrição
Double-Layer
O supercondensador double-layer é um condensador electroquímico com uma tecnologia
aproximada à da bateria, mas onde apenas existem fenómenos electrostáticos. A grande diferença
entre a bateria e os condensadores é a sua grande densidade de potência, justificada pela
inexistência de reacções químicas no processo de carga e descarga, o que diminui a constante de
tempo de carga e descarga, sendo o seu ciclo de vida aumentado.
Como é visível na Figura 4.17, os double-layer são constituídos por dois eléctrodos imersos
num electrólito e uma membrana dieléctrica.
Figura 4.17. Ilustra o interior de um supercondensador double-layer
66
Nesta tecnologia a energia é armazenada a partir da transferência de cargas eléctricas nas
limitações entre o electrólito e o eléctrodo, e é dada por (4.25), sendo a capacidade e a tensão
entre as placas do condensador. A tensão de disrupção do material dieléctrico determina a tensão
máxima admissível, que é tipicamente inferior a . Este é um factor limitativo para a energia
armazenável nestes condensadores, havendo a necessidade de obter uma capacidade que
contraponha esta restrição.
(4.25)
O cálculo da capacidade de um supercondensador é complexo pela sua dependência de
fenómenos localizados nos microporos dos eléctrodos. Na equação (4.26) é apresentada uma
aproximação do cálculo de dependente da constante dieléctrica , da sua espessura e da área .
(4.26)
A membrana visível na Figura 4.17 dá o nome ao condensador e é crucial ao seu
desempenho, uma vez que com ela se consegue uma espessura molecular para , proporcionando
um aumento da capacidade de acordo com (4.26). Com a introdução da membrana mantém-se o
necessário isolamento entre os dois eléctrodos, embora permitindo o trânsito de iões.
Outra característica que permitiu um acréscimo substancial de nestes condensadores foi a
utilização de eléctrodos fabricados em material poroso, com poros de nanometros de diâmetro que
proporcionam uma grande área superficial, tipicamente entre e . É nessa superfície
limite dos eléctrodos que se concentram as cargas durante o processo de carregamento, obtendo-se
uma proporcionalidade entre esta área e a capacidade do condensador. Os materiais usados para
este fim possibilitam capacidades até , como é o caso do carbono activo, nanotubos de
carbono, o feltro, o aerogel ou cerâmicos.
Pseudocondensadores
Um outro tipo de supercondensadores é o pseudocondensador. Este surge da alteração do
eléctrodo positivo do condensador por um eléctrodo no qual ocorrem reacções químicas reversíveis
similares às das baterias, mantendo-se contudo o eléctrodo negativo onde ocorrem apenas
fenómenos electrostáticos [30]. Desta forma obtém-se uma tecnologia assimétrica com propriedades
aproximadas às de uma bateria, mas não deixando de ser um supercondensador.
As opções para ânodo recaem normalmente no metal óxido ou em polímeros condutores,
capazes de oferecer reacções de redução e oxidação de alta reversibilidade. Já o electrólito é
constituído a partir de uma solução orgânica ou aquosa, sendo mais uma vez a sua escolha decisiva
na determinação da tensão máxima suportada pelo condensador.
Este tipo de supercondensadores posiciona-se entre os double-layer e as baterias, ocupando
uma posição intermédia no que diz respeito às características de densidade de energia e potência
Figura 4.1, custo por unidade de energia e tempo médio de vida útil, apresentando as vantagens de
cada uma das soluções. Na Tabela 4.7 é feito um comparativo de algumas características fornecidas
pelos fabricantes destes dois tipos de supercondensadores.
67
Tabela 4.7. Especificações técnicas dos supercondensadores Maxwell BCAP3000 P270 e ESMA EC 353
Fabricante Capacidade
(F)
Densidade
Energia
(Wh/kg)
Densidade
Potência
(W/kg)
Vmax
(V)
Pmax
(W)
Ciclo
de Vida
(Ciclos)
Peso
(g)
Maxwell
Double-layer 3000 5.96 5900 2.7 3020 10
6 510
ESMA
Pseudocond. 80000 13.33 580 1.7 1400 10
4 2400
Da Tabela 4.7 constata-se que o pseudocondensador tem uma maior densidade de energia
em detrimento da densidade de potência, comparativamente com o double-layer.
Estas duas tecnologias fazem parte da Tabela B.4, que apresenta alguns exemplares
actualmente disponíveis no mercado, incluindo condensadores isolados e módulos destes
equipamentos, ilustrando o estado da arte destes tipos de condensadores.
4.3.2. Supercondensadores e Baterias
Numa rede em ilha, um sistema de armazenamento de energia a ser utilizado no âmbito da
recuperação de uma situação de desequilíbrio de geração e carga, necessita um dimensionamento
cuidado. É necessário ter em conta a grandeza da potência que transita entre a micro-rede e rede a
montante, para dessa forma determinar a potência que os dispositivos de armazenamento têm que
garantir. Já foi discutido anteriormente, a impossibilidade da bateria por si só garantir potências
elevadas, pelo que deve ser combinada com outra tecnologia de armazenamento.
Comparando as duas tecnologias com os dados da Figura 4.1, regista-se que a densidade de
energia de uma bateria pode alcançar os , que é 20 vezes mais do que aquilo que os
actuais supercondensadores podem oferecer. Por outro lado, a densidade de potência de uma bateria
é 20 vezes menor do que os de um supercondensador, conseguindo este valor devido à
sua muito baixa resistência interna.
Para além disso, a bateria como já foi abordado anteriormente, revela algumas fragilidades
que diminuem a sua performance. A origem desse decréscimo provém das necessidades
imprevisíveis da rede eléctrica, que podem forçar descargas rápidas e impor oscilações na
temperatura de funcionamento, o que provoca uma diminuição do já reduzido número máximo de
ciclos de funcionamento útil, da ordem de 103 ciclos e do aparecimento do efeito de memória. Pelo
contrário, os supercondensadores apresentam uma vida útil longa, aproximadamente 106
ciclos e
conseguem ser carregados em segundos. No entanto, muito embora a evolução da densidade de
energia verificada, ainda não é suficiente para poder por si só atingir os requisitos de energia. Têm-se
portanto duas tecnologias com um posicionamento complementar [30].
A Tabela 4.8 dá conta das vantagens e desvantagens dos supercondensadores em
comparação com as baterias.
68
Tabela 4.8. Vantagens e desvantagens dos supercondensadores em comparação com as baterias
Vantagens Desvantagens
- Maior período de vida útil (> 20 anos)
- Baixo custo por ciclo
- Resistência interna implica eficiência de 95%
por ciclo
- Densidade de potência bastante elevada
- Baixa resistência interna, proporcionando
potência de saída muito superior
- Carregamento em segundos
- Processo de carregamento simples
- Densidade de energia aproximadamente 10 vezes
menor
- Tensão diminui com a redução da carga e
necessita electrónica para compensar esse factor, o
que implica perdas adicionais
- Descarga linear da tensão impede a utilização de
todo o espectro energético
- Auto-descarga superior
- Células com baixo nível de tensão
Tendo em conta esta complementaridade é notória a possibilidade de recorrer a
supercondensadores, para reagir a picos de potência com uma curta duração e à bateria para
durante um período mais longo manter o sistema até se dar o equilíbrio da geração. Desta forma
concentram-se as vantagens das duas tecnologias, diminuindo as desvantagens de cada uma
isoladamente e baixa-se significativamente o custo do dispositivo de armazenamento.
4.3.3. Balanço de Carga
Num olhar pelos sistemas reais, observa-se a existência de circuitos de balanço de carga em
módulos com vários supercondensadores em série [29]. Isto deve-se à necessidade de repartir a
carga pelas várias unidades durante o processo de carregamento, de forma a não acontecerem
desigualdades de capacidade provocadas pelas tolerâncias de fabrico e diferentes auto-descargas.
Existem vários circuitos de balanço de carga na literatura, pelo que, de seguida são apresentados
quatro deles que diferem na complexidade e no seu custo, Figura 4.18.
Figura 4.18. Esquemas de balanço de carga: (a)Resistência Passiva, (b)Resistência com Interruptor,
(c)Conversor DC-DC e (d)Diodo Zener [29]
69
Resistência Passiva
Esta é a solução mais simplista e reside na utilização de uma resistência colocada em
paralelo com cada supercondensador. Desta forma, reduzem-se as diferenças de tensão existentes
entre cada elemento durante as situações de repouso. Contudo, esta solução adiciona perdas suple-
mentares que reduzem a eficiência dos módulos, de acordo com o valor das resistências utilizadas.
Resistência com Interruptor
Outra hipótese passa por colocar em série com a mesma resistência um interruptor que se
fecha enquanto a tensão do condensador é superior ao pré-definido. Esta solução requer uma
monitorização adicional de cada elemento, o que introduz custos adicionais comparativamente com a
solução anterior.
Conversor DC-DC
Neste conceito recorre-se a conversores DC-DC ligados em série, sendo cada um deles é
conectado também entre dois supercondensadores contíguos. Assim, consegue-se um carregamento
idêntico de cada elemento, sem perdas adicionais significativas, e obtém-se alta eficiência
comparativamente com as alternativas já descritas. No entanto, a implementação desta técnica
necessita hardware e controlo adicional o que resulta numa solução muito dispendiosa.
Diodo Zener
Este último conceito assemelha-se aos dois primeiros, uma vez que o diodo zener se
comporta como um bypass para a corrente principal. Neste caso, é atingida a tensão limite de cada
supercondensador quando a tensão zener é atingida. Assim como os dois primeiros, este têm a
desvantagem de introduzir perdas significativas no sistema, para além disso a tensão zener é
dependente da temperatura o que diminui a potencialidade desta solução.
4.3.4. Modelo
O circuito equivalente do condensador convencional pode também ser utilizado na análise
dos supercondensadores. Na Figura 4.19 pode ser observado o modelo de um condensador comum
com quatro elementos ideais, a capacidade , uma resistência serie correspondente às perdas por
efeito de Joule, uma resistência paralela que representa as perdas de auto-descarga do
condensador e uma pequena indutância que resulta da construção deste componente.
Figura 4.19. Modelo de um condensador
70
Pode-se negligenciar o comportamento de , uma vez que num sistema de armazenamento
de energia eléctrica as correntes de carga e descarga trocadas com o conversor electrónico são DC e
os ciclos de carga e descarga são muito inferiores a . A resistência embora provoque
correntes de auto-descarga com efeito a longo prazo, são consideravelmente maiores do que no caso
das baterias, o que a leva a incorporar o modelo. Assim como a resistência , ainda que na ordem
dos num sistema de vários condensadores acaba por ser relevante. Como resultado obtém-se o
circuito da Figura 4.20.
Figura 4.20. Modelo considerado para o supercondensador
No processo de modelação de um sistema de armazenamento, baseado em
supercondensadores, é necessário ter em conta a elevada quantidade de unidades com que é
formado e a sua disposição em série e paralelo. Existem alguns factores que determinam o número
de condensadores a utilizar e a forma como os associar, como é a potência máxima pretendida, a
tensão de funcionamento, a corrente interna e a duração do fornecimento de energia do dispositivo.
Como um supercondensador tem uma tensão de aproximadamente , para se obter uma
tensão aceitável de operação têm de ser colocados em série um determinado número de unidades
[40], que pode ser calculado a partir da equação (4.27). Onde é a tensão máxima admissível do
sistema e a tensão máxima de cada unidade.
(4.27)
De seguida, a partir da equação (4.25) assumindo o tempo de utilização do dispositivo de
armazenamento a uma potência constante máxima e considerando as tensões máxima e
mínima de funcionamento do sistema e , pode ser obtida a capacidade total pela equação
(4.28).
(4.28)
Após o cálculo da capacidade total e a partir da relação da equação (4.29) pode ser calculada
a capacidade individual dos supercondensadores em série.
(4.29)
No caso de ser obtida uma capacidade individual maior do que as existentes no mercado, é
necessário colocar unidades em paralelo até somarem a capacidade pretendida.
Há outros factores que devem ser tidos em conta, como a queda de tensão proveniente da
resistência interna, que embora sendo na ordem do pode obrigar a colocar mais condensadores
em série, caso reduza significativamente a tensão de operação do sistema. A temperatura de
71
funcionamento também deve ser tida em conta, por afectar o valor da resistência interna além do
tempo de vida útil das unidades.
Uma outra abordagem no dimensionamento do número de condensadores em série, (4.30), é
baseada na reserva de energia pretendida, de acordo com a capacidade individual de cada
supercondensador, a sua tensão máxima e a percentagem de redução da tensão de
funcionamento .
(4.30)
4.3.5. Simulação
Como base para uma simulação tão realista quanto possível, foram utilizados dados retirados
do catálogo de um supercondensador double-layer Maxwell BCAP3000 P270 já apresentado
anteriormente. Na Tabela 4.9, são identificados os parâmetros mais relevantes na elaboração do
modelo Simulink.
Tabela 4.9. Especificações técnicas do supercondensador Maxwell BCAP3000 P270 [40]
Capacidade Vmax Resistência
Série (ESR) Inominal
Ipico
(Máx.1s) Iauto-descarga Peso
3000 F 2.7 V 0.29 m 142 A 2170 A 5.2 mA 510 g
O sistema modelado é composto unicamente por supercondensadores e é responsável por
entregar à rede uma potência de , durante aproximadamente , para isso são utilizadas 200
unidades em série.
Uma vez que neste modelo todos os supercondensadores utilizados são idênticos, não tendo
sido modelada a variação probabilística das propriedades destes componentes resultante do seu
fabrico, não foram considerados os sistemas de balanço de carga.
O modelo do sistema de controlo utilizado é similar ao da bateria, mantendo-se o controlo de
potência constante, no qual o valor da corrente interna está dependente da tensão aos terminais do
sistema, de forma a equilibrar a potência de saída para os valores da referência. No funcionamento
interno do condensador, apenas são consideradas e , uma vez que não existem reacções
químicas internas relevantes. No Anexo A.5 é dada um visão mais pormenorizada do subsistema
Supercondensador, assim como do Limite P e I.
72
Figura 4.21. Diagrama de blocos do modelo de supercondensadores
A Figura 4.22 compara o sinal de referência de potência, com a potência de carga e descarga
que é de em ambos os casos. É visível o tempo de operação do sistema inferior à sua
referência, sendo assim possível observar por completo os dois modos de funcionamento, notando-se
neste sistema de supercondensadores em comparação com as outras técnicas de armazenamento
simuladas, uma menor diferença temporal entre os períodos de carga e descarga que fica a dever-se
a um rendimento assumido de 95%.
Figura 4.22. Potência de referência e potência de saída do sistema de supercondensadores
A tensão aos terminais do sistema varia entre e metade desse valor ou seja, ,
enquanto a corrente evolui compensando a redução do valor da tensão para garantir o valor
0 2 4 6 8 10 12 14 16
-300
-200
-100
0
100
200
Tempo [s]
Pote
ncia
[kW
]
Pref
Pout
73
constante da potência de saída. Não são registadas correntes acima dos valores limite, o que justifica
a não existência de reduções da potência durante os processos de carga e descarga presentes na
Figura 4.23.
Figura 4.23. Evolução da tensão e da corrente do sistema ao longo do tempo de simulação
0 2 4 6 8 10 12 14 16
300
400
500
Tempo [s]
Tensao [
V]
0 2 4 6 8 10 12 14 16
-500
0
500
1000
Tempo [s]
Corr
ente
[A
]
74
5. Discussão Crítica
Anteriormente foram abordadas as tecnologias de geração distribuída e de armazenamento
de energia, com maior relevância para um projecto de uma rede em ilha, sendo destacadas as
características das diferentes alternativas presentes em cada técnica. É agora feita uma discussão
das limitações e aplicações dos equipamentos de geração e armazenamento, tendo em conta a
informação recolhida para cada um e as exigências da rede em ilha, em termos de competitividade
económica, de estabilidade e de qualidade do serviço.
5.1. Geração Distribuída
Entre os vários equipamentos de geração distribuída, encontram-se tecnologias com
fundamento técnico diversificado, como já foi abordado no Capítulo 3. De seguida é feita uma
avaliação comparativa da viabilidade destes dispositivos, tendo como referência também a geração
de energia tradicional.
Partindo do princípio de que as centrais eléctricas de ciclo combinado a gás natural
apresentam rendimentos na ordem dos 55%, numa análise rápida seria de supor que tecnologias de
menores dimensões como é o caso das micro-turbinas a gás e das pilhas de combustível, por terem
rendimentos a rondar os 40%, estariam impedidas de oferecer um custo por produzido, inferior
ao das grandes centrais. Isto tem alguma lógica, por estar provado que um posto de geração de
dimensões superiores diminui as perdas do processo de conversão em energia eléctrica. Da mesma
forma, o custo de operação e manutenção por dos grupos existentes também é reduzido com o
aumento da sua potência instalada, podendo-se afirmar, considerando apenas estes dois factores
que existe uma leve economia de escala. Contudo, existe um número considerável de equipamentos
actualmente ao dispor da rede eléctrica que já foram instalados há 20 ou mesmo em alguns casos há
50 anos, tecnologias que queimam carvão, derivados do petróleo ou gás natural, em centrais
térmicas de ciclo convencional que apresentam rendimentos inferiores a 35%. Deste modo, focando a
micro-turbina a gás e comparando a sua eficiência com a da totalidade das centrais ligadas à rede,
pode-se considerar não existir à partida uma diferença significativa entre estas duas abordagens de
geração centralizada e distribuída.
Mas há que ter em conta também factores externos aos equipamentos, como é o caso do
reduzido risco do investimento presente na implementação de fontes de menor potência, o que lhes
confere flexibilidade na instalação. Esta é uma mais-valia das DG em comparação com as
tradicionais centrais que são projectadas para funcionar durante um longo período de tempo, com
recurso a um sobredimensionamento que aumenta o investimento inicial, baseado em previsões de
consumo que se podem não concretizar. Outro factor externo tem a ver com o transporte de energia.
Como é sabido no caso da descentralização, a distância que separa a produção e o consumo é
menor do que no caso tradicional, reduzindo a necessidade de longas linhas de transporte de
75
energia, recorrendo-se maioritariamente às redes de distribuição. Assim, reduzem-se as perdas
associadas ao transporte, avaliadas em média em 7%, o que pode viabilizar economicamente uma
rede baseada em tecnologias de produção descentralizada e suplantar o actual panorama energético
nacional e internacional.
Outras tecnologias como painéis fotovoltaicos e aerogeradores, não recorrem a uma fonte de
energia que necessite de ser extraída e transportada até ao local de geração, uma vez que o seu
recurso está disperso na Natureza, o que lhes confere um papel distinto em comparação com as
técnicas anteriormente consideradas, sendo a localização e o posicionamento das infra-estruturas os
factores preponderantes para maximizar o seu potencial. Nestas, o custo de produção de energia
está em grande parte confinado ao investimento inicial e a uma pequena parcela de manutenção, o
que releva a importância do avultado financiamento inicial, dependente do custo da tecnologia por
. Nesse campo tem-se assistido ao longo das duas últimas décadas a uma diminuição do valor a
pagar pela potência instalada, de acordo com as evoluções de cada uma das tecnologias e o
crescimento da procura mundial. Em termos tecnológicos, os aerogeradores apresentam já níveis de
eficiência que atingem 70% do Limite de Betz, o que é significativo. Não obstante, países como a
China e a EUA continuam a investir na investigação e desenvolvimento desta área. Já os painéis
fotovoltaicos, dependendo do tipo de células, apresentam eficiências da conversão bastante mais
reduzidas na ordem dos 8 a 15%, o que influencia o preço a pagar por cada instalado. No
entanto, atendendo à prevista evolução das células fotovoltaicas existentes e ao aparecimento de
novos tipos de células, com a contribuição da engenharia dos materiais, considera-se espectável
atingir uma eficiência de 30%, assim como uma redução dos custos de fabrico e da matéria-prima
utilizada.
No que à produção de energia diz respeito, por se estar perante um recurso incerto e com um
baixo nível de regulação da potência produzida, toda a energia disponível é convertida em
electricidade, embora fosse possível no caso das eólicas a partir dos conversores electrónicos
controlar a potência entregue à rede. Isto faz com que num sistema de energia, ainda para mais
numa rede em ilha, dada a sua pequena dimensão, seja necessário introduzir outros equipamentos,
como é o caso de equipamentos de armazenamento temporário ou alimentados por combustíveis
fósseis.
É também interessante analisar as alturas do dia em que ocorrem os períodos de pico de
produção da energia solar e eólica, e comparar com o padrão típico das horas de cheia e de vazio da
demanda. Daí retira-se que no caso eólico o período mais ventoso é o nocturno, que corresponde à
altura de maior vazio do consumo. Em contrapartida, no caso solar, a altura de maior geração ocorre
durante o dia, a par com a actividade humana que é condicionada também pelo sol. Isto faz com que
neste particular o solar tenha vantagem, por mais facilmente haver consumo suficiente para a
geração disponível, o que pode não acontecer à noite com a geração eólica o que limita as suas
horas de operação. Este problema é mais provável manifestar-se numa rede pequena, por ter um
sobredimensionamento da componente renovável, necessário porque na maior parte do tempo as
renováveis operam a um nível bastante abaixo da sua potência instalada. Além disso, as horas de
cheia reflectem um custo superior da energia, pelo que é vantajoso ter renováveis a produzir.
76
Outra circunstância que favorece o fotovoltaico no caso Português é a localização geográfica
do país, por beneficiar de uma exposição solar que se estende de norte a sul, ao contrário do eólico
que se encontra limitado pela instalação em zonas do país que garantam rentabilidade.
Todos estes factos contribuem para uma melhor compreensão da situação das renováveis,
sendo que se compararmos estas duas tecnologias, o prato da balança cai favoravelmente para o
lado da energia eólica, com grande peso para a diferença de custos destas duas energias, como
pode ser verificado na Tabela 3.1.
Existe ainda um terceiro recurso renovável que é a água, mais concretamente a de origem
fluvial que permite a instalação de mini-hídricas. Esta é uma forma de energia rentável, onde o custo
do empreendimento é claramente compensado para uma potência instalada acima de ,
verifica-se abaixo deste valor uma dificuldade em viabilizar o projecto, porém, com turbinas Banki-
-Mitchell poder-se-á obter algum retorno. No entanto, este recurso está dependente da proximidade a
um curso de água, onde exista uma altura de queda e caudal suficientes, o que limita a sua
aplicabilidade em redes de pequena dimensão onde se deseja ter a geração próxima das cargas.
Para a mini-hídrica, a eólica e especialmente a fotovoltaica serem economicamente viáveis,
dado o actual panorama, é obrigatória a existência de uma tarifa bonificada, motivada como não
podia deixar de ser pela redução das emissões de gases que provocam o efeito de estufa. Esta tarifa
é adequada a cada tipo de tecnologia, e acaba por ser um incentivo ao financiamento das renováveis
apontando ao seu desenvolvimento.
Desta forma a afirmação da geração distribuída está em parte dependente do papel da micro-
-turbina a gás, da combustão de biomassa, das células de combustível e sobretudo do aumento da
eficiência destes dispositivos, que pode ser conseguido com a ajuda de sistemas de cogeração
associados a algumas destas técnicas. Neste caso a descentralização e a proximidade em relação ao
cliente final é um factor preponderante, uma vez que ao contrário da produção centralizada em que
não é possível aproveitar todo o calor libertado para outras aplicações, na geração distribuída é
possível direccionar esta forma de energia para vários destinatários. Surge assim a produção de
energia térmica como uma fonte secundária, condicionada pela produção eléctrica que por sua vez
segue a demanda, ao contrário do que acontece em algumas outras aplicações, em que a cogeração
é utilizada maioritariamente para assegurar uma entrega de calor adequada às necessidades do
momento, muito embora, sejam estipulados limites para a produção eléctrica de acordo com o
consumo momentâneo de calor, para não reduzir drasticamente a eficiência total.
Em cada uma destas tecnologias, este sistema de cogeração consegue duplicar a energia
retirada do processo de conversão de energias, o que é um ganho bastante significativo, permitindo
de acordo com a quantidade de energia retirada do processo satisfazer as necessidades térmicas de
um determinado número de clientes, reduzindo o consumo equivalente de energia eléctrica ou de
outras fontes com o mesmo fim. Esta fonte de calor tem com certeza consumidores residenciais ou
industriais interessados que garantem a rentabilidade do investimento adicional que se efectua. A
cogeração iniciou-se em Portugal no inicio da década de 90, quando foi comprovada a sua viabilidade
técnica e económica, desde então tem vindo a difundir-se em diversos sectores, mas principalmente
no industrial.
77
Diversas técnicas têm vindo a ser desenvolvidas, havendo actualmente vários fabricantes
deste dispositivo que asseguram uma vasta gama de potências, possibilitando assim uma adequada
integração da cogeração em tecnologias de geração compatíveis. Além do mais, são elementos de
elevada robustez e pequena dimensão que necessitam de pouca manutenção e anunciam um tempo
de vida útil compatível com os dispositivos a que se associam. Este é um sistema com imenso
potencial que pode arrastar consigo uma economia em torno da geração distribuída e cogeração,
bastando para isso uma aposta clara neste sector, o que pode acontecer com a concretização da
rede em ilha.
78
5.2. Armazenamento de Energia
Cada um dos dispositivos abordados anteriormente no capítulo 4 apresenta características
próprias que lhes proporcionam aplicações distintas e que vão muito além da sua utilização em redes
de energia. De acordo com as necessidades da rede em armazenamento de energia, a Tabela 5.1
apresenta o espectro de aplicações onde podem ser utilizados estes equipamentos. As várias
tecnologias estão escalonadas de acordo com as suas capacidades típicas, assumidas de uma forma
realista, tendo em conta os custos por unidade de energia e potência, que as situam num
determinado intervalo de tempo de operação.
Tabela 5.1. Espectro de aplicações das tecnologias de armazenamento de energia
Tecnologia de
Armazenamento Tempo de Operação Aplicações
Supercondensadores De segundos
a poucos minutos
- Qualidade da energia eléctrica, pequena
duração;
- Manter tensão no andar DC do conversor em
aplicações renováveis de pequena dimensão;
- Aumentar a resposta a potência de outras
técnicas de armazenamento;
- UPS (pequena dimensão).
Flywheel De 1 minuto
a 10 minutos
- Qualidade da energia eléctrica, média
duração;
- Reagir à entrada/saída de ilha;
- Reacção às pequenas variações de carga;
- Gestão das energias renováveis;
- UPS.
Baterias Entre 1 e 10 horas
- Qualidade da energia eléctrica, grande
duração;
- Reagir à entrada/saída de ilha;
- Gestão das energias renováveis de maior
duração;
- Manter tensão no andar DC do conversor em
aplicações renováveis de média, grande
dimensão;
- UPS.
Ar comprimido De horas a dias
- Reserva suplementar de energia;
- Armazenar excedente para fornecer
posteriormente;
- Utilização directa em meio industrial.
Hidro-bombagem De horas a vários dias
- Reserva suplementar de energia;
- Armazenar excedente para fornecer
posteriormente;
79
A actual rede eléctrica contém um número muito reduzido de dispositivos de reserva
instalados, e os que existem estão unicamente situados junto a consumidores especiais: industrias,
hospitais, sistemas de segurança e sistemas informáticos, resumindo-se praticamente a UPS. Em
contraponto, sendo a qualidade de energia uma marca do conceito de rede em ilha, é necessário uma
aposta em tecnologias que garantam uma qualidade da energia eléctrica superior, reduzindo
problemas como são: as cavas de tensão5, as sobretensões transitórias, os desequilíbrios de tensão,
as variações na frequência, as harmónicas, a tremulação e as interrupções6. Alguns dos quais
prioritários, porque podem resultar do normal funcionamento da rede em ilha, o que lhes confere um
especial destaque.
No caso da mitigação de cavas de tensão, como estas apresentam durações
maioritariamente inferiores a 1 segundo utilizam-se supercondensadores em DVR devido à sua
densidade de potência e eficiência de carga/descarga superiores a todas as outras técnicas,
contribuindo também com a sua performance comprovada em aplicações em média e baixa tensão.
Desta forma, a utilização dos supercondensadores neste campo está mais limitada pela duração das
cavas do que pela profundidade da variação da tensão, uma vez que existem outras tecnologias com
maior densidade de energia. Dispositivos como as Flywheels e as baterias estão integrados na
arquitectura de controlo da micro-rede, por terem densidades de energia que lhes permite assumir o
principal papel da mitigação dos desequilíbrios de tensão provocados pela desligação e ligação da
rede em ilha à rede a montante. A amplitude destes desequilíbrios depende da potência que esteja a
ser transferida no barramento de interligação, sendo até possível ocorrer uma interrupção transitória
num caso extremo de reduzida geração renovável na micro-rede no instante de entrada em ilha.
Contudo, a micro-rede também se pode deparar com interrupções permanentes causadas por um
curto-circuito ao qual reajam as protecções da rede, nesta situação recorrem-se a UPS para prevenir
a falta de abastecimento a cargas críticas, uma vez que esta tecnologia está invariavelmente
associada às cargas. Para o armazenamento de energia na UPS podem ser escolhidos tanto os
supercondensadores, como as Flywheel, ou ainda as baterias, de acordo com o valor de potência
nominal da carga em causa.
Como já foi abordado no ponto 4.3.2. existe outra aplicação para os supercondensadores,
desta feita integrando módulos com baterias, o que permitiria reunir as vantagens de ambos: a maior
potência disponível de um e a maior reserva de energia do outro, obtendo-se um sistema de
armazenamento com um melhor desempenho e vida útil.
Dada a irregularidade da geração renovável é também inequívoco o potencial do
armazenamento a eliminar as flutuações de geração, permitindo uma gestão do recurso de acordo
com a capacidade das tecnologias utilizadas. As flutuações da geração de uma fonte renovável são
mais gravosas para a rede quanto maior for a sua potência instalada, no entanto estas flutuações
estão dependentes da inércia de cada fonte, sendo que no caso do fotovoltaico podem ocorrer
alterações da geração praticamente instantâneas, por não existir inércia, o que não acontece no caso
5 Diminuição brusca do valor eficaz da tensão para valores entre 90% a 1% do valor nominal, com durações
entre e . 6 Decrescimento do valor eficaz da tensão para menos de 1% do valor nominal declarado pelo menos numa
fase. Interrupções curtas para menos de 3 minutos e interrupções longas para mais de 3 minutos.
80
dos aerogeradores, onde as pás da turbina acabam por introduzir algum atraso ao sistema. Desta
forma, de acordo com a aplicação, as necessidades de potência e energia variam, sendo possível
integrar diversas tecnologias como são as Flywheels, as baterias e ainda baterias com
supercondensadores. A sua interligação com a geração renovável é introduzida tipicamente em
paralelo no andar intermédio dos conversores electrónicos AC-DC-AC das tecnologias de geração já
abordadas, onde é usual encontrar um condensador que mantém a tensão tão próxima quanto
possível do seu valor de referência, permitindo ao andar DC-AC prolongar o fornecimento de energia
definido pelo seu controlo e esbatendo as oscilações de geração enquanto existir carga no dispositivo
utilizado. Nesta aplicação ao contrário de outras, o conversor electrónico utilizado à saída do
dispositivo de armazenamento é apenas o primeiro andar dos conversores já apresentados para cada
uma destas tecnologias no Capítulo 4, sendo que são controlados tendo em conta a tensão que se
encontra no andar DC, actuando para minimizar o seu desvio em relação à referência. Na fase de
projecto para se obter um correcto compromisso é importante um cuidado dimensionamento destas
tecnologias, de acordo com a potência nominal da geração, como também da variância do recurso
renovável.
Para último deixo duas técnicas que podem armazenar grandes quantidades de energia, a
hidro-bombagem e o ar comprimido. Estas são instalações que permitem alargar a gestão dos
recursos renováveis, aproveitando a energia excedentária em horas de vazio, associado ao seu baixo
custo e disponibilizando-a quando é mais necessária, isto suportado por perdas de armazenamento
bastante reduzidas. No caso da hidro-bombagem, a gestão da reserva é feita juntamente com uma
central hídrica ou mini-hídrica, estando por isso integrada no controlo do armazenamento mas
também da geração da rede em ilha. Não obstante, a utilização destas duas últimas técnicas está
fortemente condicionada pela localização geográfica, o que impede que sejam considerados em
grande parte das situações.
Tecnicamente é indiscutível que todos estes equipamentos de armazenamento trazem
benefícios à geração, por terem um tempo de resposta muito inferior, o que dispensa a geração de
estar constantemente a fazer mudanças do seu ponto de operação e possibilita o armazenamento de
energia produzida em horas de vazio, que de outra forma seria desaproveitada, estando disponível
posteriormente para quando for mais necessária. Trazem também benefícios ao consumidor, desde
já pelo facto de poderem ser utilizados como uma ressalva de energia para situações de instabilidade
da tensão e frequência, e mesmo para perdas totais de energia através de UPS, assim como
actuando localmente no restauro da dinâmica da tensão, garantindo ao cliente um maior nível de
qualidade do serviço de fornecimento de electricidade. Considero que seria útil um estudo técnico-
económico com base nas tecnologias de armazenamento aqui mencionadas, a fim de se concluir
para cada uma delas, o tempo necessário de operação que trouxesse mais-valias significativas e
rentabilizassem o investimento efectuado.
81
6. Conclusão
Os objectivos desta dissertação recaíram sobre a identificação, avaliação da maturidade e
comparação das tecnologias mais relevantes e que sustentam o conceito da rede em ilha, no que à
geração distribuída e ao armazenamento de energia dizem respeito.
Inicialmente descreveram-se os fundamentos da rede em ilha, onde foram destacadas as
arquitecturas de controlo responsáveis por uma futura afirmação desta nova abordagem das redes de
energia, em particular um sistema de controlo central e outro local. Reconheceram-se vantagens em
ambos os sistemas de controlo, no primeiro pela conectividade entre os vários pontos da micro-rede,
o que permite um trânsito de informação que interliga a geração, o comando e a carga. Em inúmeras
aplicações relacionadas com a estabilização das grandezas da rede quando isolada, como é o caso
do fornecimento central de set-points, e a possibilidade de integrar minimercados de energia. Na
segunda arquitectura de controlo constata-se uma menor necessidade em infra-estruturas extra, cada
equipamento de geração ligado à rede responde adequadamente aos eventos de acordo com as
leituras de tensão e frequência realizadas no local em que estão conectados.
De seguida foram apresentadas as principais tecnologias de geração distribuída, dando
relevância àquelas que fornecem energia eléctrica a partir de recursos com um curto ciclo de
renovação, mas também a outros como a micro-turbina a gás que consome gás natural, menos
poluente que o petróleo e seus derivados, e ao qual pode ser acoplado um módulo de cogeração que
duplica o rendimento energético deste equipamento. Nesta temática das DG desenvolveram-se com
mais detalhe as técnicas de geração fotovoltaica e eólica.
Para a fotovoltaica, avaliou-se o potencial dos materiais actualmente existentes e
responsáveis pela conversão da radiação solar em electricidade dos quais se constatou uma ainda
reduzida eficiência do processo, inferior a 15%. Visto isto, indicaram-se algumas soluções futuras que
poderão, por um lado, diminuir os custos de fabrico desta tecnologia, tanto em termos do consumo
energético como da sua complexidade, e por outro, aumentar a eficiência máxima final dos painéis.
Foram ainda destacados alguns dispositivos utilizados que aumentam a energia captada e produzida,
dos quais se salientou o conversor DC-DC, que comanda o MPPT e duas possíveis técnicas de
seguimento da tensão, denominadas perturbação observação e condutância incremental modificado.
O algoritmo destas duas técnicas foi modelado e utilizado no controlo de um conjunto de painéis
fotovoltaicos modelados, onde se destacou o melhor desempenho do método de controlo condutância
incremental modificado. Isto tudo suportado por um modelo matemático da célula fotovoltaica, tendo
em conta a influência da radiação solar e da temperatura das células.
Para o caso das tecnologias que utilizam o recurso eólico foi dada particular atenção aos
aerogeradores com máquinas eléctricas do tipo MIRG, MSVV e MIDA, assim como alguns
dispositivos internos que permitem a correcta operação da estrutura. Destacou-se igualmente o
modelo matemático usado para modelar um sistema composto por um aerogerador MIDA, no qual se
recorreu a dados de um fabricante na obtenção de .
82
Posteriormente, passou-se à caracterização dos sistemas de armazenamento de energia
existentes, dos quais se destacam as Flywheels, as baterias e o supercondensadores. Foi referida a
real mais-valia de poder armazenar energia na forma de energia potencial com sistemas de hidro-
-bombagem, assim como o recurso a cavidades naturais onde se possa comprimir ar no seu interior,
no entanto, estas são técnicas que dependem muito da geografia do local, o que limita a sua
aplicabilidade. No caso da Flywheel, começou-se por identificar as particularidades do sistema,
passando por vários subsistemas importantes entre os quais o conversor electromecânico, que se
constatou ser maioritariamente usado o PMSM, havendo a intenção de utilizar tensões tão altas
quanto possível para diminuir as correntes nos enrolamentos e as perdas associadas, não sendo
contudo, possível atingir a alta tensão. Obteve-se um modelo matemático que suportasse o modelo
construído e que dá especial relevância à dinâmica rotacional do equipamento nos seus processos de
carga e descarga, ao qual foi adicionado um subsistema que controla o seu funcionamento limite, de
acordo com as condições internas do sistema. Este subsistema também foi considerado nos modelos
das restantes tecnologias de armazenamento.
Nas baterias, o foco recaiu nas variadas tecnologias existentes, algumas com mais
potencialidade que outras, sendo que neste campo os custos por unidade de potência condicionam
em larga medida as opções, impedindo que dispositivos mais vanguardistas como os baseados no
lítio venham a ser escolhidos para aplicações que necessitam de um grande número de células,
como o SEE. Esta quantidade de energia requerida encarece o investimento inicial, dificultando o
usufruto das suas características, como são: uma maior densidade de potência, um mais longo ciclo
de vida sem perder qualidades iniciais, baixa taxa de descarga e maior pico de potência. Foi
apresentado um modelo matemático, com base na química intrínseca ao funcionamento da bateria
que valida o modelo obtido, onde está presente um sistema de controlo a potência constante capaz
de ajustar o valor da corrente interna, de acordo com os valores da tensão aos terminais do módulo
de baterias.
A última das tecnologias de armazenamento abordadas foi o supercondensador, que
genericamente se divide em duas tipologias, o double-layer e o pseudocondensador, cada uma com
características diferentes, logo aplicações distintas, sendo que o double-layer tem uma grande
densidade de potência enquanto o pseudocondensador é um meio-termo entre os
supercondensadores e as baterias. Este dispositivo foi considerado para aplicações de redes de
energia, pelo facto de poderem ser aplicados em conjunto com uma outra das técnicas já
apresentadas, suplantando as limitações com a potência máxima disponível por exemplo nas
baterias. Todavia, têm outras possíveis aplicações em sistemas de curta duração e altas potências
como são os DVR, ou mesmo em UPS de menor autonomia. Acarretam porém actualmente custos
por unidade de energia muito acima das restantes técnicas.
Por fim, realizou-se uma discussão crítica tendo em conta a informação recolhida, onde foram
comparadas as diferentes DG entre elas e com o sistema clássico, enquanto que para as tecnologias
de armazenamento de energia se optou por uma diferenciação das respectivas capacidades e
aplicações. Tudo isto a contar com a sua introdução na rede em ilha, mas sem esquecer a sua
possível utilização na rede eléctrica actual.
83
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Transactions on Industrial Applications, vol.41, no.5, September/October 2005.
[30] Kim, S., Latest progress whith NESSCAP ultracapacitors, 5th International Advanced
Automotive Battery Conference and Pre-conference Symposia, June 2005.
[31] Silva, J. F., Qualidade da energia eléctrica, Instituto Superior Técnico DEEC / Area Científica
de Energia, 2008.
[32] Bello, F., Integração em edifícios de sistemas de micro-geração - Análise Tarifária e
económica aplicada a instalações com potências até 150 kW, Dissertação de Mestrado, Instituto
Superior Técnico, Novembro 2009.
[33] http://pvcdrom.pveducation.org/index.html
[34] https://woc.uc.pt/deec/getFile.do?tipo=2&id=5680
[35] http://www.kyocerasolar.com
[36] http://www.nordex-online.com
[37] http://www.pcorp.com.au
[38] http://www.beaconpower.com
[39] http://www.batteryspace.com
[40] http://www.maxwell.com
86
Anexo A
Subsistemas dos modelos
Esta secção apresenta uma visão mais pormenorizada dos modelos das diferentes
tecnologias abordadas, sendo destacados os circuitos dos subsistemas mais relevantes.
A.1. Painéis Fotovoltaicos
Figura A.1. Bloco PV [8]
O bloco presente na Figura A.1 é responsável pela modelação em Simulink do modelo
matemático do módulo fotovoltaico já abordado anteriormente, sendo que as equações (3.1), (3.3)
aplicadas aos primeiros dois termos do segundo membro da equação (3.8) resultam na entrada da
fonte de corrente Ipv, que representa . A fonte Ipv é então dependente da tensão e corrente de
terminal, assim como da radiação incidente e da temperatura das células, enquanto o terceiro termo
do segundo membro de (3.8) é modelado aqui pelas resistências em série e paralelo. Como neste
modelo o valor das resistências é considerado invariante ao longo da simulação, são representadas
por simples resistências, às quais é multiplicado um factor , que corresponde ao número de
módulos em série e paralelo que criam o sistema fotovoltaico simulado.
A Figura A.2 e a Figura A.3 ilustram os algoritmos de controlo utilizados no MPPT,
apresentados nos fluxogramas da Figura 3.13 e Figura 3.14, baseados nas técnicas Perturbação e
Observação e Condutância Incremental Modificado, respectivamente. Nos quais deve ser relevada a
necessidade de modelar o comportamento do conversor DC-DC, de forma a aproximar da realidade a
variação da tensão de acordo com o e especificados.
87
Figura A.2. Bloco Controlo Pmax - P&O [6]
88
Figura A.3. Bloco Controlo Pmax - IncCond Mod. [6]
89
O algoritmo modelado é semelhante em ambas as técnicas e baseia-se na amostragem dos
sinais e , a um ritmo idêntico ao do gerador de impulsos, de forma que seja comparado o valor
actual com o anterior de cada uma destas duas grandezas a cada nova amostragem, retirando-se do
diferencial a informação necessária para actuar em conformidade no sinal do .
A.2. Aerogeradores
Figura A.4. Bloco Limite Velocidade
Este sub-sistema é de especial importância para uma correcta operação do aerogerador, uma
vez que permite restringir as zonas de funcionamento da turbina, não a expondo aerodinamicamente
ao vento, acima de um determinado limite que a possa danificar, e impedindo o seu funcionamento
para velocidades reduzidas em que os custos de operação e manutenção sejam superiores aos
benefícios gerados.
Em linhas gerais, o bloco da Figura A.4 pretende limitar o funcionamento do aerogerador para
um intervalo de valores da velocidade do vento que não esteja compreendido entre e ,
partindo-se do principio de que quando o cut-in e o cut-out são atingidos as pás são travadas, logo o
potencial eólico aproveitado é equivalente a quando .
Para isso, tendo como referência a velocidade do vento instantânea é utilizado um filtro que
de acordo com TT, modela a velocidade do vento que efectivamente produz o movimento das pás e
que está condicionado pelos episódios de desligação da turbina. Este condicionamento é efectuado
por um filtro teórico pertencente ao controlo do aerogerador, que através de uma modelação da
variação do vento recebida pelas pás determina as supostas circunstâncias de operação, caso a
turbina se tivesse mantido sempre a funcionar, fornecendo informações relevantes para a escolha do
momento da nova ligação. No controlo do aerogerador é considerado que o equipamento pode voltar
a operar após o cut-in quando o vento atinge os , e depois de um cut-out assim que a
velocidade desce para os . Com isto impõe-se um período para a avaliação do estado do
vento após cada desligação.
Existem actualmente métodos de controlo do aerogerador muito mais robustos, baseados até
em previsões do vento a curto prazo, que dão maiores garantias de um máximo aproveitamento do
recurso eólico.
90
O bloco do aerogerador da Figura A.5 introduz no modelo a equação (3.11), que determina a
potência disponibilizada ao aerogerador, de acordo com a velocidade do vento registada.
Figura A.5. Bloco Pm
O bloco Cp da Figura A.6 calcula o valor do coeficiente desta turbina de acordo com os
dados presentes na Tabela B.1, utilizados com auxílio de uma interpolação polinomial. Para
que esta origine um comportamento o mais próximo da realidade tanto quanto possível, foi ajustada a
ordem do polinómio, acabando por ser escolhido o polinómio de ordem 12.
A entrada lim_u_teorico garante ao modelo que não é convertida energia na altura em que a
turbina está desligada, após ter sido atingido o cut-in ou cut-out, de acordo com o que já fora
determinado pelo Bloco Limite Velocidade.
Figura A.6. Bloco Cp
91
A.3. Flywheels
Figura A.7. Bloco Limite E
O bloco da Figura A.7 apresenta as condições que limitam a potência de entrada e saída a
partir da energia armazenada, tendo em conta os valores extremos de E_0 e E_lim, limite inferior e
superior, respectivamente. Sendo que, quando estes são ultrapassados a potência que atravessa o
sistema é anulada.
Figura A.8. Bloco Rendimento
No bloco da Figura A.8 é distinguido o papel do rendimento no processo de carga e descarga,
sendo que para um rendimento de 90%, no primeiro caso a potência que é aplicada à massa girante
é reduzida em 10%, e para o segundo caso a potência retirada da Flywheel é 10% superior. Este
bloco é utilizado igualmente nos modelos das restantes tecnologias de armazenamento.
92
Figura A.9. Bloco T(P)
Na Figura A.9 é apresentado o bloco responsável pela conversão da potência em binário,
tendo como base a equação (4.10), sendo que é multiplicado por por estar em .
A.4. Baterias
Figura A.10. Limite P e I
93
O subsistema da Figura A.10 tem duas funções, por um lado limitar o processo de
carga/descarga avaliando o estado de carga (SOC) que varia entre e e a tensão da bateria que
está compreendida entre e para cada célula. Por outro lado limita a corrente de carga e
descarga para os seus valores máximos. É a seguir ao sistema de controlo a corrente constante, que
é adicionado o atraso à resposta de potência, de . A partir dos valores de tensão e corrente é
retirada a potência de saída do sistema, dependendo o seu sinal do sentido da potência.
Figura A.11. Bloco Bateria [21]
A Figura A.11 apresenta o sistema de modelação de uma célula com base no modelo
escolhido, da Figura 4.12.
Pode-se destacar o elemento Cbat, que representa a capacidade da bateria, ou seja,
. Este recebe a corrente Ibat, através de uma fonte dependente de corrente
que equivale ao valor colocado à entrada do sistema.
Não é considerada a resistência paralela, uma vez que esta bateria apresenta um tempo de
autodescarga inferior a 10%/mês e os tempos de simulação rondam apenas algumas horas.
A tensão aos terminais do condensador Cbat é traduzida no índice SOC, representativo da
percentagem do estado de carga da bateria, parâmetro que permite ao subsistema Voc modelar a
tensão de circuito aberto, com base na equação (4.19) interpolada a partir de procedimentos
experimentais.
Na Figura A.12 encontram-se os subsistemas do bloco RC responsáveis pela modelação da
característica , nas suas componentes de curto, longo prazo e efeito da resistência série, de
acordo igualmente com dados experimentais que dão origem às equações (4.20), (4.21), (4.22),
(4.23) e (4.24). As três componentes são associadas em série de acordo com a Figura 4.12, sendo
que o bloco Rserie modela o funcionamento de uma resistência série, enquanto os blocos RC a curto
e longo prazo, contêm em paralelo uma resistência e um condensador, que se comportam de acordo
com as reacções químicas internas à bateria e influenciam o seu comportamento.
94
Figura A.12. (a) Bloco RC, (b) Bloco Rserie, (c) Bloco RC Curto ou RC Longo
95
A.5. Supercondensadores
Figura A.13. Bloco Limite P e I
Da mesma forma para o supercondensador como para a bateria, o bloco Limite P e I da
Figura A.13, condiciona o processo de carga e descarga de acordo com a tensão e corrente, tendo
em conta a potência de referência. Neste caso, o tempo de resposta à potência é de 30ms.
Figura A.14. Bloco Supercondensador
O bloco Supercondensador contém o modelo de 200 destes elementos ligados em série, em
cada um deles é considerada a resistência série e paralelo, de acordo com as características do
catálogo do fabricante escolhido.
96
Anexo B
Informações Adicionais
Tabela B.1. Dados Cp(u), fornecidos pelo fabricante da turbina S77 da Nordex [36]
Velocidade do Vento (m/s) Cp
4 0.241
5 0.367
6 0.396
7 0.409
8 0.411
9 0.411
10 0.389
11 0.352
12 0.299
13 0.239
14 0.192
15 0.156
16 0.128
17 0.107
18 0.090
19 0.077
20 0.066
21 0.058
22 0.049
23 0.043
24 0.038
25 0.034
97
Tabela B.2. Exemplo de alguns sistemas de armazenamento de energia com Flywheels [37] e [38]
Fabricante / Local Potência
Instalada Aplicação
Data
Instalação
Powercorp
Flores, Açores 500 kW Parque Eólico 2005
Powercorp
Graciosa, Açores 250 kW Parque Eólico 2006
Powercorp
Leinster 1 MW Parque Eólico 2006
Powercorp
Coral Bay 500 kW
Parque Eólico e
Geração a Diesel 2007
Beacon Power
San Ramon, California 100 kW Parque Eólico 2007
Powercorp
Kalbarri 600 kW Parque Eólico 2008
Beacon Power
Tehachapi, California - Parque Eólico 2010
Beacon Power
Stephentown 20 MW
Regulação de 10% das
variações de frequência
de New York
2010
Beacon Power
Chicago 20 MW
Regulação de
frequência Anunciado
98
Tabela B.3. Exemplo de sistemas de armazenamento de energia em baterias [25]
Fabricante / Local Tipo de Bateria Especificações Data Instalação
Chino
California Ácido - Chumbo
10 MW
40 MWh 1988
Kashima - Kita Power
Station
Vanadium -
Redox
200 kW
800 kWh 1997
Kansai Power Station
Sumitomo Electric
Industries
Vanadium -
Redox
450 kW
1 MWh 1999
ZBB Energy Corporation Zinco – Brómio 25 kW
50 kWh 2002
King Island Wind Farm Vanadium -
Redox
200 kW
200 kWh 2003
Golden Valley Electrics
Association
Fairbanks, Alaska USA
Níquel - Cádmio 27 MW
7 MWh 2003
Sumitomo Electric
Industries
Japão
Vanadium -
Redox
500 kW
5 MWh -
AEP
Ohio USA Sódio - Enxofre
2 MW
12 MWh 2008
AES Corporation
Filadélfia USA Iões de Lítio
1 MW
250 kWh 2008
Ergon Energy
Austrália Zinco – Brómio
5 kW
20kWh 2008
Prudent Energy
Kenya
Vanadium -
Redox
5 kW
30 kWh 2008
Community Energy Storage Zinco – Brómio 5 kW
20 kWh 2009
Xcel Energy Sódio - Enxofre 1.2 MW
7.2 MWh 2010
99
Tabela B.4. Alguns exemplares de condensadores que já se encontram no mercado
Fabricante Capacidade
(F)
Tensão
(V)
Densidade
Energia
(Wh/Kg)
Densidade
Potência
(kW/Kg)
Tipo
Maxwell
Unidade 4 – 3000 2,5 – 2,7
1.38 – 5.52 1,9 – 17.5 Double
Layer
Módulo 52 – 500 15 – 125
NIPPON
CHEMICON
Unidade 350 - 3200 2,3 – 2,5
1,5 – 4,5 1 Double
Layer
Módulo 58 – 500 13,8 – 210
APowerCap Unidade 4 – 550 2.7 5,5 – 5,8 4,4 – 5,7 Double
Layer
Nesscap Módulo 1,5 – 5000 2,3 – 340 1,67 – 8,75 5,2 Pseudocond
ensador
ELIT Módulo
UPS 0,23 – 2,86 0,8 - 200 0,556 – 2,778 0,9 – 1
Double
Layer
NEC Unidade 0,022 – 100 2,7 – 7 0,5 0,005 – 0,01 Double
Layer
Panasonic Unidade 800 – 2000 3 3,1 – 4,4 0,127 – 0,392 -
Evans Módulo 0,001 – 1,5 5,5 – 125 0,1 1,5 Pseudocond
ensador
ESMA Módulo 300 - 2620 16 – 52 1,7 – 7,3 0,434 – 1,83 Pseudocond
ensador