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FACULDADE DE ENGENHARIA DA UNIVERSIDADE DO PORTO
Sistema Híbrido De Produção DeEnergia Elétrica Para Autoconsumo
Nélson Daniel Teixeira Pereira
Mestrado Integrado em Engenharia Eletrotécnica e de Computadores
Orientador: Prof. Dr. Adriano da Silva Carvalho
2 de Novembro de 2015
c© Nélson Daniel Teixeira Pereira, 2015
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Resumo
Durante esta dissertação foi estudada a produção de energia a partir de um sistema híbrido,tendo na sua composição a geração de energia a partir de painéis fotovoltaicos e turbinas eólicas.
Este estudo foi direcionado para aplicação em autoconsumo. Como tal, foi necessário procederao estudo do presente Decreto de Lei - 153/2014, de 20 de Outubro, responsável pela legislaçãoaplicada ao autoconsumo e pequena produção.
O sistema híbrido proposto foi elaborado com base nos estudos do consumo do Edifício J, doDepartamento de Eletrotecnia da Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto. Procedendo-se, posteriormente, à simulação do sistema híbrido proposto, com recurso ao software PSIM.
Ao longo deste documento, além de serem estudadas possíveis tecnologias comerciais quepodem ser utilizadas, mais concretamente o tipo de painéis, turbinas e baterias, também foramestudados métodos de controlo que permitem o funcionamento do sistema híbrido.
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Abstract
During this dissertation, we’ve studied photovoltaic/aolian hybrid systems, in order to produceelectric energy, regarding own consumption. Due to this work beeing directed to own consuption,it was necessary to do a Law Decrete 153/2014 analysis, that follows the rules for own consump-tion in Portugal.
A hybrid system was proposed for the J building, of the Electrotechnology department of theEngineering Faculty of Oporto (FEUP). Through the proposed hybrid system, a simulation of thisone, was done on PSIM.
The market technologies that were chosen to this model, were so that they could work on areal hybrid system. Besides these technologies, we’ve also studied the converters that could beused in each subsystem and the algorithms that can enhance the proposed hybrid system.
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Agradecimentos
Com a proximidade da conclusão do curso, é importante, para mim, mostrar uma palavra deagradecimento a algumas pessoas, seja pela sua preocupação, suporte ou mesmo por terem feitodesta minha jornada um motivo de orgulho e satisfação pessoal.
Em primeiro lugar, quero agradecer ao Professor Adriano Carvalho pela oportunidade, dispo-nibilidade e condições que me deu, para desenvolver esta dissertação, mas principalmente pelosconhecimentos transmitidos ao longo dos últimos semestres.
Também queria agradecer ao pessoal do laboratório I104, em especial ao Agostinho e ao Rui,pela vossa disponibilidade em me tirar dúvidas e ao mesmo tempo por me mostrarem outros pro-jetos, nos quais estavam a trabalhar, enriquecendo um pouco mais os meus conhecimentos.
Aos meus amigos Guima, Necas, G3, Postal, Diogo(+-), Fafe, Jamiro, Peixoto, Bastos e Stal-lone, o obrigado pelo acompanhamento na vida académica, que começou desde muito cedo.
Queria também agradecer a Sónia e à Diana por estarem sempre disponíveis para qualquerdúvida que tive ao longo do curso, que sei que não foram poucas.
Queria agradecer também ao Pausa, meu padrinho de praxe, por todos os valores transmitidose por me ter dado a conhecer a AEFEUP.
A AEFEUP, foi um local de crescimento pessoal, onde o esforço e motivação eram palavra deordem. Tive sorte de contar com grandes líderes e fazer grandes amigos, mas alguns, em especial,queria mostrar a minha palavra de apreço. Ao Pacheco pelo apoio mostrado durante todo este meupercurso. Aos meus líderes e amigos Finger, Jamal, Martins e PJ que marcaram pela sua maneirade estar, capacidade de motivar e nunca deixar passar nenhum evento académico sem a presençada AEFEUP, um obrigado. Também quero agradecer ao Scronho, Baldaia, Bola, Brochado, Kappae Modalfa, a todos vocês agradeço pela vossa presença dentro e fora do mundo associativo.
Também não podia esquecer dos meus companheiros de tese Marco Horácio, João Aguiar eao Vítor Morais, que fizeram do esforço final da dissertação um período mais tranquilo.
Queria também agradecer aos meus amigos da terrinha pela disponibilidade deles ao longo docurso, especialmente ao Marco Ferreira, Tiago Moreira, Jorge Costa, Rui Sá, Rafael Matos, JoãoAlves, Cândida Macedo e Rita Gomes, um obrigado pela vossa presença.
Também gostava de agradecer ao Eng.o Vilar e à sua família, pelo disponibilidade e acompa-nhamento que me deram em todo o meu percurso escolar. O vosso acompanhamento foi talvez achave para o meu acesso na faculdade.
Por último, quero agradecer à minha família, em principal destaque os meus Pais e irmã, jáque foram vocês que me permitiram ter esta oportunidade e todas as experiencia ao longo domeu percurso académico. Mesmo com várias dificuldades ao longo destes anos, mostraram que osucesso só é possível com muito trabalho e esforço, acreditando sempre nas minhas capacidades.
Nélson Pereira
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“Não importa quanto você aprendeu, mas quanto absorveu daquilo que aprendeu - as melhorestécnicas são as mais simples, quando executadas corretamente. ”
Bruce Lee
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Conteúdo
1 Introdução 11.1 Contexto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11.2 Motivação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11.3 Objetivos e Análise de Requisitos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21.4 Estrutura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2
2 Estado da Arte 32.1 Contextualização da União Europeia e de Portugal no Uso das Energias Renováveis 32.2 Revisão da Legislação Portuguesa Para o Autoconsumo . . . . . . . . . . . . . 42.3 Sistemas Distribuídos de Produção de Energia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72.4 Sistemas de Micro-geração Fotovoltaica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
2.4.1 Efeito Fotovoltaico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92.4.2 Princípio de Funcionamento da Célula Fotovoltaica . . . . . . . . . . . . 92.4.3 Tipo de Células Fotovoltaicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102.4.4 Modelo Elétrico da Célula Fotovoltaica . . . . . . . . . . . . . . . . . . 112.4.5 Parâmetros Externos que Afetam o Desempenho das Células Fotovoltaicas 142.4.6 Algoritmos de Seguimento de Ponto Máximo de Potência - MPPT . . . . 162.4.7 Estrutura de Inversores Fotovoltaicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
2.5 Sistemas de Micro-geração Eólica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 202.5.1 Conversão Mecânica da Energia Eólica . . . . . . . . . . . . . . . . . . 212.5.2 Principais Componentes dos Sistemas de Produção Eólicos . . . . . . . . 232.5.3 Tipo de Turbinas Eólicas Segundo a Posição do Rotor . . . . . . . . . . 232.5.4 Limitações Aerodinâmicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 262.5.5 Conversão da Energia Mecânica em Energia Elétrica . . . . . . . . . . . 282.5.6 Controlos MPPT Aplicados a Aerogeradores de Velocidade Variável . . . 31
2.6 Topologia de Conversores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 332.6.1 Conversores DC/DC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 332.6.2 Conversores DC/AC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36
2.7 Sistemas de Armazenamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 382.7.1 Armazenamento Químico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38
3 Sistema Híbrido Proposto com Base nos Dados do Cliente 413.1 Análise de Perfil de Cliente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 413.2 Software de Recolha de Dados Para o Sistema Fotovoltaico e Eólico . . . . . . . 42
3.2.1 Análise de Dados de Irradiação Solar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 423.2.2 Análise de Dados de Velocidade do Vento . . . . . . . . . . . . . . . . . 43
3.3 Desenho do Sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 433.4 Sistema Fotovoltaico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44
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xii CONTEÚDO
3.4.1 Escolha da Tecnologia de Painéis Fotovoltaicos . . . . . . . . . . . . . . 443.5 Sistema Eólico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45
3.5.1 Escolha do Aerogerador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 453.6 Escolha do Sistema de Armazenamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 453.7 Comparação dos Dados Do Consumidor com a Aplicação das Tecnologias esco-
lhidas para o Sistema Hibrido . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 463.7.1 Influência do Número de Painéis Fotovoltaicos e Turbinas Eólicas Sem
Sistema de Armazenamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 463.7.2 Influência do Número de Painéis Fotovoltaicos e Turbinas Eólicas Com
Sistema de Armazenamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48
4 Escolha Dos Algoritmos MPPT e Conversores Para o Sistema Híbrido 514.1 Escolha do MPPT a utilizar para Sistema Fotovoltaico . . . . . . . . . . . . . . . 514.2 Escolha do MPPT a utilizar para o Sistema Eólico . . . . . . . . . . . . . . . . . 514.3 Conversor DC/DC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52
4.3.1 Conversor Elevador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 524.3.2 Conversor Abaixador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 544.3.3 Conversor Bidirecional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56
4.4 Conversor DC/AC Monofásico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58
5 Simulação e Resultados do Sistema Híbrido Proposto 615.1 Implementação Do Sistema Eólico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61
5.1.1 Turbina-Aerogerador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 625.1.2 Conversor AC/DC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 635.1.3 Sistema Eólico implementado em PSIM . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63
5.2 Implementação do Sistema Fotovoltaico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 665.2.1 Simulação do Sistema Fotovoltaico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 675.2.2 Simulação do Sistema de Armazenamento . . . . . . . . . . . . . . . . . 69
6 Conclusões e Trabalho Futuro 736.1 Objetivos e Resultados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 736.2 Trabalho Futuro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74
Referências 75
Lista de Figuras
2.1 Potencial Fotovoltaico na União Europeia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42.2 Atlas de Vento Europeu de 2010 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52.3 Energia Colocada no mercado Ibérico em Novembro de 2014 . . . . . . . . . . . 62.4 Exemplo de um Sistema Hibrido com Sistema de Armazenamento . . . . . . . . 82.5 Diagrama do Sistema Hibrido com Armazenamento [1] . . . . . . . . . . . . . . 82.6 Silício com 4 eletrões de valência partilhados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102.7 Célula Fotovoltaica de Perovskita . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 112.8 Esquema Equivalente Ideal da Célula Fotovoltaica . . . . . . . . . . . . . . . . . 122.9 Esquema Equivalente Real da Célula Fotovoltaica . . . . . . . . . . . . . . . . . 122.10 Esquema em Curto Circuito . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 132.11 Esquema em Circuito Aberto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 132.12 Gráfico da Curva I-V e de Potência Característica de um Célula Fotovoltaica [2] . 142.13 a) Efeito de RS e b) Efeito de RP na curva I-V de uma Célula Fotovoltaica[2] . . . 152.14 Efeito da Irradiação Solar na Curva I-V de uma Célula Fotovoltaica[2] . . . . . . 162.15 Efeito da Temperatura na Curva I-V de uma Célula Fotovoltaica[2] . . . . . . . . 172.16 Curva de Potência do método P&O [3] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 172.17 Fluxograma do Método P&O [4] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 182.18 Curva de Potência do Método INC [3] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 182.19 Fluxograma do Método INC [4] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 192.20 Estruturas de Ligação à Rede do Painéis Fotovoltaicos [5] . . . . . . . . . . . . . 202.21 Fluxo de Ar Ideal [6] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 212.22 Fluxo de Ar antes e depois da turbina [3] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 222.23 Componentes Base de Aerogerador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 242.24 Maior Hélice do Mundo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 242.25 Turbinas Verticais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 252.26 Turbinas Horizontais: a) e b) upwind; c) downwind . . . . . . . . . . . . . . . . 262.27 Zona de Cut-in e Cut-out de um Aerogerador [7] . . . . . . . . . . . . . . . . . 262.28 Tipos de Limitações Aerodinâmicas [3] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 282.29 Gerador Síncrono de Ímanes Permanentes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 292.30 Gerador Síncrono de Rotor Bobinado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 292.31 Gerador de Indução Duplamente Alimentado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 302.32 Controlo de TSR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 322.33 Controlo de PSF . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 322.34 Controlo de HCS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 332.35 Esquema elétrico do conversor abaixador [5] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 342.36 Esquema elétrico do conversor elevador [5] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 342.37 Conversor Buck-Boost [8] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 352.38 Conversor Buck-Boost Bidirecional [8] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36
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xiv LISTA DE FIGURAS
2.39 Classificação da Topologia do Inversor de Acordo com Tipo de Fonte (tensão oucorrente) [9] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36
2.40 Inversor Meia-Ponte [9] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 372.41 Conversor em Ponte H [9] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 382.42 Distribuição das Tecnologias de Baterias pela Densidade Energética [10] . . . . . 392.43 Distribuição dos Tipos de Armazenamento em Função dos Custos de Investimento
[10] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39
3.1 Gráfico Relativo à Média de Consumo Diário por Mês . . . . . . . . . . . . . . 413.2 Potencia da Irradiação Solar por m2 durante cada mês do ano . . . . . . . . . . . 423.3 Velocidade média para cada mês do ano . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 433.4 Sistema Híbrido Proposto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 443.5 Comparação Com o a Diminuição/Aumento do Número de Painéis em Relação ao
Número de Turbinas Eólicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 473.6 Comparação Com o a Diminuição/Aumento do Número de Painéis em Relação ao
Número de Turbinas Eólicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49
4.1 Conversor Elevador em malha aberta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 534.2 Teste do Conversor Elevador - pormenorizado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 534.3 Tensão de Saída do Conversor Elevador em Malha Aberta . . . . . . . . . . . . . 544.4 Conversor Abaixador em Malha Aberta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 554.5 Teste do Conversor abaixador em malha aberta - pormenorizado . . . . . . . . . 554.6 Tensão de Saída do Conversor Abaixador em Malha Aberta . . . . . . . . . . . . 564.7 Conversor Bidirecional de Dois Quadrantes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 564.8 Controlo do Conversor Bidirecional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 574.9 Resultado do Conversor Bidirecional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 574.10 Conversor DC/AC em Ponte H com modulação PWM unipolar . . . . . . . . . . 584.11 Simulação em PSIM do Conversor DC/AC Dimensionado . . . . . . . . . . . . 59
5.1 Sistema Eólico em PSIM . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 615.2 Pitch Control e Potência Mecânica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 625.3 Serie de vento usada em PSIM . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 635.4 Potência Mecânica extraída do vento e Potencia de Referencia a azul . . . . . . . 645.5 Tempo de Arranque do Aerogerador com Soft-Starter . . . . . . . . . . . . . . . 645.6 Tempo de Arranque do Aerogerador sem Soft-Starter . . . . . . . . . . . . . . . 655.7 Comparação entre as Rotações Reais e Estimadas . . . . . . . . . . . . . . . . . 655.8 Duty-Cycle do Conversor Elevador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 655.9 Atuação do Pitch Control . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 665.10 Sistema Fotovoltaico Implementado em PSIM . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 665.11 Série de Irradiação com Forma de Onda Sinusoidal e Quadrada . . . . . . . . . . 675.12 Seguimento do MPPT INC implementado em PSIM . . . . . . . . . . . . . . . . 675.13 Seguimento do MPPT INC com mais detalhe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 685.14 Resposta do Método INC a Variações Bruscas da Irradiação . . . . . . . . . . . . 685.15 Detalhe da Resposta do Método INC a Variações Bruscas de Irradiação . . . . . 685.16 a)Tensão do Barramento e do Sistema de Armazenamento e b)Relação entre a
Potência Gerada e Consumida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 695.17 a)Ripple de tensão no barramento b)Variação de Corrente no Conjunto de Baterias 705.18 a)Potencia Gerada em Relação à Potência Consumida b)Variação de Corrente no
Conjunto de Baterias c)Variação da Tensão no Barramento DC Principal . . . . . 70
LISTA DE FIGURAS xv
5.19 Relação entre a Tensão do Barramento DC principal com a Tensão do Sistema deArmazenamento e Potência Dissipada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71
xvi LISTA DE FIGURAS
Lista de Tabelas
2.1 Requisitos para criação de UPAC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72.2 Estados de Comutação e Valores de Tensão de Saída do Inversor . . . . . . . . . 372.3 Estados de Comutação da Ponte H . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39
3.1 Comparação de Painéis Fotovoltaicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 453.2 Comparação das Baterias Chumbo-Ácido . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 453.3 Comparação Com a Diminuição/Aumento do Número de Painéis em Relação ao
Número de Turbinas Eólicas sem Sistema de Armazenamento . . . . . . . . . . 483.4 Comparação Com a Diminuição/Aumento do Número de Painéis em Relação ao
Número de Turbinas Eólicas sem Sistema de Armazenamento . . . . . . . . . . 48
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xviii LISTA DE TABELAS
Abreviaturas e Símbolos
Lista de abreviaturas
AC Alternate CurrentCIEG custos de política energética e de interesse económico geralCSI Current Source InverterCUR Comercializador de Último RecursoDL Decreto de LeiDC Direct CurrentEESG Electricity Excited Synchronous GeneratorFEUP Faculdade de Engenharia da Universidade do PortoHCS Hill Climbing SearchINC Incremental ConductanceIsc Corrente de curto-circuitoMIBEL Mercado Ibérico de EletricidadeMPPT Maximum Power Point TrackingMPP Maximum Power PointOMIE Operador de Mercado Ibérico de EnergiaPRE Produção em Regime EspecialP&O Perturb and ObservePMSG Permanent Magnet Synchronous GeneratorPWM Pulse With ModulationPSF Power Signal FeedbackPLL Phased Locked LoopRESP Rede Elétrica de Serviço PúblicoSEN Sistema Energético NacionalUE União EuropeiaUPAC Unidade de Produção de AutoconsumoUPP Unidade de Pequena ProduçãoTSR Tip Speed RatioVoc Tensão de circuito abertoVSI Voltage Source InverterVDC Tensão Contínua
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xx ABREVIATURAS
Lista de Símbolos
λ Tip Speed Ratioω Velocidade Angular do Rotor do Gerador (rad/s)δ duty-cycleT Período de ComutaçãofS Frequência de ComutaçãoCp Coeficiente de Betz
Capítulo 1
Introdução
1.1 Contexto
Os sistemas híbridos de produção de energia são na atualidade alvo de estudo, visto que estes
podem ser constituídos por uma ou mais tecnologias renováveis, visando assim o aumento da
eficiência do sistema, mas ao mesmo tempo estes podem responder de forma eficaz a situações
em que é necessária mais energia elétrica, sendo importante para isto que as duas tecnologias se
complementem. Além disto, a vantagem deste tipo de sistema é que tanto pode ser utilizado com
ligação à rede elétrica ou não, apresentando vantagem em instalações no qual não é possível ou
não é viável haver uma extensão da rede elétrica, apesar de poder ser necessário um sistema de
armazenamento de energia.
1.2 Motivação
Durante o século XX, o aumento da poluição por parte da produção de energia teve o seu auge.
A corrida ao uso de combustíveis fósseis ou mesmo o uso de centrais nucleares para a produção foi
demasiado excessiva, sendo isso visível no aumento da temperatura global, no degelo das calotas
polares ou mesmo nos níveis de emissão de gases de efeito de estuda a para atmosfera. É verdade
que todos estes fenómenos estão interligados, sendo necessário diminuí-los porque neste ritmo a
vida na Terra pode tornar-se insustentável. O primeiro grande passo para isso aconteceu em 1997,
na assinatura do Tratado de Quioto, sendo este ratificado em 1999. Este foi um grande passo, visto
que os países que nele participaram propuseram-se a diminuir as suas emissões de gases de efeito
de estufa para a atmosfera. Consequente a isto, houve um impulso na aposta das tecnologias de
energias renováveis. Como tal, esta dissertação tem toda a importância nesta área, visto que pode
permitir a pequenos e grandes consumidores de energia produzirem a sua energia “limpa” e ao
mesmo tempo poupar dinheiro, visto que não têm que comprar parte da energia que consomem.
1
2 Introdução
1.3 Objetivos e Análise de Requisitos
O principal objetivo desta dissertação é desenvolver um sistema híbrido de produção de energia
para autoconsumo. Este tem pelo menos dois requerimentos que têm de ser cumpridos, sendo eles:
1. Ter armazenamento de energia capaz de garantir disponibilidade de serviço a 100% para o
consumidor;
2. Cumprir com o Decreto-Lei n.o 153/2014, que é o presente DL sobre o autoconsumo;
1.4 Estrutura
Este documento está dividido em 6 capítulos. Este primeiro capítulo tem como objetivo de-
monstrar em que contexto se enquadra esta dissertação e qual importância desta nos tempos que
decorrem. Em consequência disso, também tem como objetivo enquadrá-la num conjunto de re-
quisitos e objetivos que vão ser mais importante no futuro da mesma.
No segundo capítulo encontra-se o estado da arte. Este capítulo tem como objetivo agrupar
um conjunto de conceitos, que vão permitir as escolhas para o dimensionamento do sistema.
No terceiro capítulo vai ser apresentado o sistema híbrido proposto, sendo feito um estudo dos
consumos do cliente. Além, disto vão ser escolhidos os componentes principais de cada sistema.
Sendo, por fim, analisado as alterações do consumo do cliente, com a introdução dos sistemas de
produção de energia, assim como a diferença que se obtém a partir do momento em que é aplicado
o sistema de armazenamento.
No quarto capítulo vão ser escolhidos os algoritmos MPPT que vão ser utilizados para funcio-
namento do sistema, com o objetivo de produzir o máximo de energia, com a irradiação e veloci-
dade de vento disponíveis no momento. Também vão ser escolhidos quais os tipos de conversores
a aplicar, para fazer a ligação entre todos os sistemas.
No quinto capítulo vai se proceder à análise das simulações efetuadas em PSIM. Sendo cada
sistema analisado isoladamente, sendo depois analisado o funcionamento com todos os sistemas
em sintonia.
Por fim, vai ser apresentado no sexto capítulo as conclusões que se podem retirar do trabalho
efetuado ao longo da dissertação, apresentando também algumas propostas que se podem ter em
conta num trabalho futuro.
Capítulo 2
Estado da Arte
2.1 Contextualização da União Europeia e de Portugal no Uso dasEnergias Renováveis
A produção de energia elétrica é um tema que já vem desde algumas décadas a ser discutido.
Como se sabe, parte da energia elétrica produzida provém de fontes não renováveis, o que implica
a produção de grandes quantidades de gases de efeito de estufa. O grupo G20 (G-20 Clean Energy
and Energy Efficiency Working Group), constituído por 29 países, no qual está Portugal, são
responsáveis por 80% das emissões faladas anteriormente. Com intuito de diminuir estas emissões
foram definidas metas que estes países têm de atingir para a sua diminuição.1
A nível europeu, também se têm feito grandes esforços para tal, sendo a produção de ener-
gia elétrica a partir de fontes renováveis uma grande aposta face às metas pretendidas, visto que
também a necessidade da Europa de combustíveis fósseis é grande, sendo este mercado pouco
fiável e volátil. Através dos dados disponibilizados pelo Parlamento Europeu, em relação a 2012,
é de realçar que a UE é líder nas tecnologias renováveis, estando dotada de 40% das patentes de
energias renováveis no mundo e de 44% da capacidade de produção de energia elétrica renovável
(exceto a energia hidroelétrica). Como tal, este esforço por parte dos grupos membros não tem
parado por aqui, tendo sido, agora em 2014, feitas novas metas até 2020. Neste momento, a meta
obrigatória para 2020 em relação à produção de energia elétrica limpa é de 20% e no setor dos
transportes foram estipulados 10%.
Segundo o Eurostat, em 2012 foram alcançados 14% da geração de energia elétrica partir de
fontes renováveis na UE.
Muitos estudos têm vindo a ser realizados nesta área das energias renováveis, não se assen-
tando apenas na melhoria das tecnologias existentes, mas também na necessidade de constante-
mente cartografar o mapa da UE com dados mais rigorosos sobre o seu potencial fotovoltaico e
eólico.
1https://www.iea.org/publications/freepublications/publication/g20-clean-energy-and-energy-efficiency-deployment-and-policy-progress.html
3
4 Estado da Arte
Através do site da Comissão Europeia, consegue-se aceder a vários dados sobre a potencia-
lidade europeia no âmbito da energia solar, havendo mesmo o mapa da potencialidade solar do
terreno europeu, mostrado na figura 2.1, assim como para os vários países em individual.
Figura 2.1: Potencial Fotovoltaico na União Europeia
Como se pode observar, os países que se localizam mais a sul da EU são aqueles que apre-
sentam mais potencialidade para a produção de energia solar. Além disto, o site da Comissão
Europeia permite obter imagens do Atlas de Vento da UE, demonstrado na figura 2.2.
Através da análise da imagem 2.2, podemos ver que os Países Nórdicos e a República da
Irlanda são os países que têm mais potencial na energia eólica, mas, em geral, a UE têm um
grande potencial nesta área.
Depois de observadas as imagens 2.1 e 2.2, pode concluir-se que a UE tem um grande potencial
a nível das energias renováveis, o que podia vir a ser muito vantajoso, porque, como foi dito
anteriormente, esta ainda depende bastante de energias provenientes de combustíveis fósseis e,
visto que não somos produtores, vamos andar constantemente dependentes deste mercado que é
inflacionado facilmente, quer por guerras culturais quer por guerras políticas.
Mais concretamente para Portugal, através da ilustração da figura 2.3, fornecida pelo Mercado
Ibérico de Eletricidade (MIBEL), pode observar-se que 50% da nossa energia, em Novembro de
2014, provém de energias renováveis, sendo isso visível na imagem seguinte e estando identificado
como PRE (Produção em Regime Especial, onde se incluem a produção eólica e cogeração), além
disto também se pode observar que temos um consumo de 23% de recursos hídricos.
2.2 Revisão da Legislação Portuguesa Para o Autoconsumo
Visto, que cada estado-membro tem a sua própria legislação, para esta dissertação interessa
saber em que ponto se encontra Portugal neste plano. Como tal, o estudo do Decreto-Lei n.o
153/2014, de 20 de Outubro, torna-se muito importante, com o intuito de saber em que quadro
2.2 Revisão da Legislação Portuguesa Para o Autoconsumo 5
Figura 2.2: Atlas de Vento Europeu de 2010
se encontra o autoconsumo e quais as regras a ele aplicado. Com a alteração do decreto de lei,
ficou bem demarcada a diferença da Unidade de Produção de Autoconsumo (UPAC) e Unidade
de Pequena Produção (UPP). Nas UPP, a produção de energia tem como objetivo a venda total
da energia elétrica produzida à RESP. Por sua vez, as UPAC podem ter ou não ligação à RESP,
visto que o objetivo destas é produzir apenas a energia elétrica necessária para o consumo próprio.
No entanto, pode beneficiar da ligação à RESP, no ponto em que pode ser vendido o excedente
produzido à RESP ou a terceiros. Segundo o ponto 2 do artigo no1, as UPP que produzam energia
elétrica a partir de uma tecnologia de energia renovável pode ter uma ligação à RESP até 250kW.
Como é de notar, para o autoconsumo quanto melhor for o dimensionamento do sistema para a
potência necessária exigida pela instalação, menor vai ser a potência que vai ser introduzida na
rede, por isso, passa a haver uma divisão das UPAC quanto à potência que pode gerar e se estas
estão ou não ligadas à RESP, visto que esta vai ter implicações a nível de registos, fiscalização e
licenças para poder operar. Como tal, e sob alçada dos pontos 3, 6, 7 e 8 do artigo 4o, é estabelecido
o seguinte regime de controlo prévio para as UPAC’s, exemplificado na seguinte tabela 2.1.
Como é possível ver na tabela 2.1, o utilizador pode fazer a injeção de excedentes na rede
elétrica. Segundo o ponto 1 do Artigo 23.o, se a potencia instalada for inferior a 1MW e se a
instalação se encontrar ligada à RESP, então o produtor pode celebrar um contrato de venda da
eletricidade produzida e não consumida. Esta remuneração tem de ir ao encontro do Artigo 24.o,
sendo esta dada pela equação 2.1.
RUPAC,m = E f ornecida,m×OMIEm×0,9 (2.1)
O parâmetro E f ornecida,m representa a energia fornecida no mês ’m’, em kWh, e o parâmetro
6 Estado da Arte
Figura 2.3: Energia Colocada no mercado Ibérico em Novembro de 2014
OMIEm representa o valor resultante da média aritmética simples dos preços de fecho do OMIE
para Portugal, relativos ao mês ’m’. Como se pode perceber do ponto de vista em que o produtor
pode receber dinheiro pelos excedentes, a remuneração de excedentes é positivo. Como se pode
observar através da equação 2.1 a venda de energia por parte do produtor é inferior a 10% do valor
a que este compra, o que não parece ser um bom incentivo a aplicação da ligação da rede elétrica,
o que pode ter sido uma estratégia, por parte deste DL, para fazer acentuar a diferença entre as
UPAC e as UPP, obrigando com isto também a fazer os dimensionamentos das UPAC o melhor
possível, diminuindo injeções na rede.
Também, no caso das UPAC que sejam dotadas de ligação à rede elétrica, é importante realçar
o Artigo 25.o, no qual está presente a compensação fixa que as UPAC devem pagar mensalmente
durante 10 anos, após a obtenção do certificado de exploração, sendo este valor dado pela seguinte
equação:
CUPAC,m = PUPAC×VCIEG,t ×Kt (2.2)
A compensação que é paga em cada mês está relacionada com potência instalada da UPAC,
que se encontra no respetivo certificado de exploração, tendo em conta o VCIEG,t , que é uma parcela
referente à recuperação dos CIEG da UPAC, sendo esta medida em e por kW, para o ano ’t’. Já
a parcela Kt pode variar entre 0% e 50%, no qual o seu valor está relacionado diretamente com
potência instalada na UPAC, e vai depender do peso que esta representa no total da potência
instalada do centro de eletroprodutores do SEN (Sistema Energético Nacional).
2.3 Sistemas Distribuídos de Produção de Energia 7
Tabela 2.1: Requisitos para criação de UPAC
Dimensão das UPAC ligadas à RESP S/ligação à RESP
<200 W 200-1500W1,5kW -1MW
>1MW"Emilha"
Registo XComunicação
Previa
Controlo Prévio /CertificaçãoExploração
Licença deExploração
ComunicaçãoPrevia
Taxas deRegisto
X Isento SimSim (aplicável ao
respetivoregime)
Isento
Equipamentode Contagem
X XSim. Com
TelecontagemSim. Com
TelecontagemX
Remuneraçãode Excedente
Apenas comregisto
Apenas comregisto
XX (Terá de serdefinida comcontraparte)
X
"Pool"CUR, caso
exista registoCUR, caso
exista registoCUR Outro X
Acordo de Comprade Energia
Isento Isento Sim Sim X
2.3 Sistemas Distribuídos de Produção de Energia
Os sistemas de produção de energia podem dividir-se em dois grupos, sendo eles os que têm
ligação à rede ou os que funcionam de forma autónoma.
Nos sistemas que se encontram ligados à rede deve-se ter uma grande preocupação de como a
energia produzida é enviada para a rede. Contudo, estes sistemas apresentam grande importância,
visto que podem diminuir a carga de energia exigida no sistema distribuição, assim como diminuir
as perdas no mesmo, já que as UPAC são instaladas no local de consumo. Além disto, no caso
de haver falhas do sistema de distribuição, estas UPAC podem garantir parte da energia necessária
para o consumo.
Os sistemas autónomos, como o próprio nome indica, são sistemas de produção de energia
isolados. Estes podem servir como maneira de garantir energia elétrica em locais remotos ou
locais onde não é viável fazer uma extensão da rede elétrica. Uma desvantagem destes sistemas
é que têm de recorrer a acumuladores de energia, para que quando houver um aumento da carga
exigida ao sistema, este possa responder a esse pedido, ou no caso de não a haver a produção
desejada, seja mantido durante um certo período de tempo energia no sistema.
No caso dos sistemas autónomos, se não houver produção por parte da tecnologia utilizada,
como é exemplo o painel fotovoltaico em períodos noturnos, pode recorrer-se ao sistema híbrido.
Os sistemas híbridos baseiam-se na utilização de mais que uma tecnologia para a produção de
energia, podendo ser essas tecnologias de produção de energias provenientes de fontes renováveis
ou não. Estes têm como objetivo, colmatar falhas de produção de energia elétrica de ambas as
tecnologias utilizadas, tornando o sistema mais eficiente, ou seja, no caso extremo para os painéis
fotovoltaicos, em que não é possível produzir energia elétrica durante a noite, esta falha pode ser
8 Estado da Arte
solucionada com geradores que utilizem combustíveis fosseis, ou como é caso desta dissertação
em que pode ser utilizado um gerador eólico, caso este tenha condições de produção.
Figura 2.4: Exemplo de um Sistema Hibrido com Sistema de Armazenamento
Outro ponto que deve ser tomado em conta na aplicação de um sistema híbrido, é a possi-
bilidade deste poder usufruir de um sistema de armazenamento. A vantagem de um sistema de
armazenamento prende-se no facto de este poder colmatar falhas de produção do sistema híbrido,
ou em alguns casos poder mesmo fazer alimentação das cargas durante algum tempo, sem a pre-
sença da potência produzida pelo sistema.
Na imagem 2.5, referente ao artigo [1], é possível observar a transição de energia entre os
várias partes do sistema híbrido. É interessante observar que alimentação das cargas é totalmente
provida pelo sistema híbrido. É de apontar que, a partir das 16:00, a potência gerada pelo sistema
híbrido é inferior à potência requisitada pelas cargas. Devido à aplicação do sistema de armazena-
mento a potência requisitada pelas cargas é fornecida sem problemas. Além disto, observa-se que
durante o tempo em que é produzida mais energia do que aquela que é necessária, à um aumento
da carga da bateria.
Figura 2.5: Diagrama do Sistema Hibrido com Armazenamento [1]
2.4 Sistemas de Micro-geração Fotovoltaica 9
2.4 Sistemas de Micro-geração Fotovoltaica
2.4.1 Efeito Fotovoltaico
O efeito fotovoltaico é caracterizado pela conversão da energia solar, no espectro visível, em
energia elétrica, sendo as células fotovoltaicas responsáveis por essa conversão.
Este acontecimento foi datado historicamente por Edmond Becquerel, em 1893, sendo também
de importância referir que este efeito foi confundido pelo efeito fotoelétrico. Edmond Becquerel
verificou que quando placas metálicas, mais propriamente prata ou platina, eram inseridas numa
solução eletrolítica e seguida de uma exposição à luz, era formado uma diferença de potencial.
Como tal, é relevante fazer a diferenciação entre o efeito fotovoltaico do efeito fotoelétrico.
O efeito fotoelétrico foi confirmado por Heinrich Hertz, em 1887, sendo posteriormente expli-
cado por Albert Einstein, em 1905. Este processo ocorre aquando da emissão de eletrões a partir
de um material, normalmente metálico, depois da sua exposição a radiações eletromagnéticas de
frequência alta. Para tal acontecer, a frequência deve ser tão mais alta que permita que os fo-
tões energizem os eletrões do material, para que seja criado o efeito fotoelétrico, é claro que essa
frequência vai depender do material.
Já o efeito fotovoltaico, como foi referido anteriormente, é caracterizado pelo surgimento de
uma tensão elétrica num material semicondutor aquando à sua exposição a luz visível.
2.4.2 Princípio de Funcionamento da Célula Fotovoltaica
As células fotovoltaicas são dispositivos, compostos por materiais semicondutores, que per-
mitem transformar energia luminosa em energia elétrica, como foi referido no ponto anterior.
Para exemplificar o funcionamento da célula fotovoltaica, vai ser utilizado, como semicondu-
tor, o silício, visto que este é muito abundante no nosso planeta e é mais utilizado a nível mundial.
O silício é um elemento químico que pertence ao grupo dos semimetais, constituído por 14
protões e 14 eletrões, apresentando, assim, 4 eletrões de valência. Para a composição do cristal
de silício, este partilha 1 eletrão de valência com um átomo vizinho, ou seja, atinge a estabilidade
quando tiver os 4 eletrões de valência partilhados, sendo representado na figura 2.6 as ligações de
um cristal puro de silício.
Quando se apresenta neste estado significa que o átomo de silício completou a sua banda de
valência, que neste caso é ter oito eletrões. No caso do silício, para se conseguir quebrar uma
ligação covalente é necessário uma energia superior a 1,12 eV, como consequente os eletrões
conseguem ultrapassar a banda de valência e passar para a banda de condução.
Na célula fotovoltaica, o silício vai funcionar como semicondutor, isto é, vai ficar entre camada
doadora e a camada receptora de eletrões. No caso da camada doadora pode ser utilizado o fósforo
(tipo N) e no caso da receptora pode ser utilizado o boro (tipo P). Como se pode perceber, vão
haver duas zonas distintas, uma zona que vai estar sobrecarregada, visto que com a adição do
fosforo se vai encontrar um eletrão livre, ou seja, vai ficar carregado negativamente, por outro lado
a camada de boro que se encontra em contacto com o silício na parte inferior, vai criar uma camada
10 Estado da Arte
Figura 2.6: Silício com 4 eletrões de valência partilhados
instável devido à falta de um eletrão, ficando positivamente carregada. Como apenas não chega ter
as camadas instáveis, visto que a transição de eletrões vai ocorrer, mas não infinitamente, ou seja,
apesar dos fotões energizarem os eletrões, estes não vão conseguir passar da camada N para a P.
Como tal, é necessário que se faça a ligação externa entre o terminal positivo, que se encontram
na parte inferior, com o terminal negativo, que se encontra na parte superior, permitindo, assim, o
fluxo de eletrões. Consequentemente pode aproveitar-se este processo para a obtenção de energia
elétrica.
2.4.3 Tipo de Células Fotovoltaicas
Atualmente as células fotovoltaicas têm uma eficiência baixa. Existem células com eficiên-
cias mais elevadas, mas estas apresentam um custo elevado mais elevado, devido ao seu processo.
Um desses casos são células fotovoltaicas no qual é utilizado arseneto de gálio como material
semicondutor, que devido ao seu custo elevado é mais utilizado na indústria espacial. As célu-
las fotovoltaicas mais utilizadas no mercado são aquelas que têm na sua constituição o silício,
que neste caso é o material semicondutor, podendo este apresentar três tipos distintos de células,
sendo estas: células de silício monocristalino, células de silício policristalino ou células de silício
amorfo. As células de silício monocristalino são aquelas que apresentam rendimento elétricos su-
perior, na ordem dos 16%, para usos comerciais, apesar de haver células deste tipo que são usadas
em investigação que chegam aos 24%. Apesar, de serem as que apresentam rendimentos superi-
ores, são aquelas que têm custos mais elevados, já que é necessário um processo laboral superior
para obtenção de pureza dos mesmos. No caso das células de silício policristalino, apesar de o seu
rendimento rondar os 14% para uso comercial, estas têm a vantagem de ter um custo de fabrico
mais baixo, em relação às células de silício monocristalino. Por último, temos as células fotovol-
taicas de silício amorfo que apresentam uma taxa de eficiência que ronda os 8%, visto que esta
apresenta um grande grau de desordem na estrutura dos átomos, tendo como vantagem o baixo
custo para a sua produção. Apesar das células de silício serem as mais utilizadas a nível mundial,
2.4 Sistemas de Micro-geração Fotovoltaica 11
atualmente existem as células fotovoltaicas de perovskita que apresentam rendimentos de aproxi-
madamente 15% 2, sendo alvos de estudo devido a estas apresentarem flexibilidade e uma certa
transparência. Além disto, como têm uma arquitetura mais simples, o custo de produção torna-se
inferior ao custo de produção da célula de silício, tendo apenas o inconveniente de utilizar na sua
constituição pequenas quantidades de chumbo, sendo este um material tóxico.
Figura 2.7: Célula Fotovoltaica de Perovskita
Ainda este ano, a FEUP, juntamente com a EFACEC, vendeu uma patente deste tipo de painéis
por cinco milhões de euros 3, o que mostra o potencial que este tipo de célula pode representar no
futuro.
Ao longo deste ponto, foram feitas a várias referências aos valores baixos de eficiência das
células fotovoltaicas, apesar disto, não se pode comparar com os módulos ou painéis fotovoltaicos
que apresentam eficiências mais elevadas.
2.4.4 Modelo Elétrico da Célula Fotovoltaica
Para se modelar um painel solar, deve-se primeiramente perceber como funciona eletricamente
o composto mais pequeno do painel, ou seja, a célula fotovoltaica. O circuito equivalente da célula
fotovoltaica pode ser observada no seu modelo ideal, através da imagem 2.8, isto é, sem contar
com as perdas que ocorrem durante o efeito fotovoltaico.
Neste caso, IL representa a corrente elétrica que é gerada a partir do momento que a superfície
da célula fotovoltaica é irradiada pelos fotões. ID representa a troca de eletrões na junção PN
da célula fotovoltaica, como características da célula fotovoltaica, esta troca só se dá segundo a
direção de camada N para a camada P, encontrando-se dependente da tensão U aos terminais da
célula. A corrente ID pode ser definida através da seguinte equação 2.3:
ID = IO× (eV
m+VT −1) (2.3)
2www.ifsc.usp.br/ ineo/news/index.php?posid = 6913noticias.up.pt/feup-e-efacec-vendem-patente-por-5-milhoes-de-euros/
12 Estado da Arte
Figura 2.8: Esquema Equivalente Ideal da Célula Fotovoltaica
Neste caso, IO corresponde à corrente inversa máxima de saturação do díodo, V corresponde
ao valor de tensão que se encontra aos terminais da célula, sendo m o fator de idealidade do díodo,
caso se calcule m como valor ideal, este terá o valor "1", caso contrário terá de ser inferior a "1".
Além disto, a célula fotovoltaica também vai depender dos valores de temperatura, que influ-
enciam diretamente no valor da tensão da mesma, como vai ser demonstrado na fórmula 2.4
VT =KTq
(2.4)
Através da observação da fórmula, percebe-se que T é a temperatura a que se encontra a célula,
enquanto que VT é a tensão térmica, K representa a constante de Boltzman (1.38*10-23 J/K) e q é
a carga do eletrão (1.609*10-19 C). Por observação, também se pode concluir que:
VD =VO (2.5)
I = IL− ID (2.6)
Por substituição na equação 2.6 pela 2.3, obtém-se a equação 2.7:
I = IL− IO× (eV
m+VT −1) (2.7)
Como anteriormente foi apresentado o esquema elétrico ideal da célula fotovoltaica, as perdas
eram ignoradas, mas sabemos que estas afetam o desempenho da célula. No circuito da figura 2.9
vão ser implementadas as perdas através das resistências RP e RS.
Figura 2.9: Esquema Equivalente Real da Célula Fotovoltaica
2.4 Sistemas de Micro-geração Fotovoltaica 13
As resistências RP e RS estão relacionadas com as perdas da corrente de fugas inversa, que
ocorre devido à junção PN e de tensão devido à migração dos portadores de carga do semicondutor
para os condutores elétricos da célula. Quando se estuda as células fotovoltaicas deve-se constatar
duas importantes características, que são a corrente de curto-circuito (Icc) e a tensão em circuito
aberto (V ca).
Figura 2.10: Esquema em Curto Circuito
Pela aplicação das leis de Kirchoff ao circuito representado na figura 2.10, podemos dizer que:
Isc = IL− ID− IP (2.8)
O modelo da célula em curto-circuito permite constatar que quando V=0, a corrente em ID
vai ser muito pequena, como Rp é muito superior a Rs então a corrente IP vai ser igual a zero.
Podendo simplificar a fórmula anterior, chegando à expressão 2.9:
Isc = IL− IO× (eV+RS×I
m+VT −1)− V +RS× IRP
<=> Isc = IL (2.9)
Figura 2.11: Esquema em Circuito Aberto
A figura 2.11 representa o modelo em circuito aberto da célula fotovoltaica, podendo dando
origem à equação 2.10:
I = IL− ID− IP (2.10)
Através do modelo do circuito aberto, representado na figura 2.11 consegue-se concluir que Ioc
é igual a zero, como a resistência Rp é muito elevada, I p vai ser zero, podendo achar-se a corrente
14 Estado da Arte
de curto-circuito através da corrente inversa máxima de saturação do díodo (IO), resultando na
esquação 2.11:
Ioc = IL− IO× (eVoc+RS×I
m+VT −1)− V +RS× IRP
<=> IO = Isc× (e−VocVT ) (2.11)
O desempenho da célula fotovoltaica não é constante, havendo vários fatores externos que
impliquem na alteração dos valores elétricos da mesma. Estes fatores podem ser a radiação solar,
o espectro solar, a temperatura de funcionamento (que depende da radiação solar e da velocidade
do vento), o ângulo de incidência da radiação solar nos módulos fotovoltaicos e as resistências
internas. Na imgem 2.12 está presente a curva de potência característica de um célula fotovoltaica,
assim como a curva de relação da corrente com o a tensão da célula.
Figura 2.12: Gráfico da Curva I-V e de Potência Característica de um Célula Fotovoltaica [2]
2.4.5 Parâmetros Externos que Afetam o Desempenho das Células Fotovoltaicas
As células fotovoltaicas, como já foi falado anteriormente, vão depender da irradiação inci-
dente e da sua distribuição espectral, mas também vão depender da temperatura em que estas
operam. Irradiação incidente vai ter um fator de influência sobre as resistências RP e RS. Com
irradiação alta, a resistência Rs pode reduzir a eficiência da célula, caso esta não tenha sido proje-
tada para essas condições. No caso de irradiações baixas, a resistência Rp pode reduzir a potência
elétrica gerada, como se pode observar na imagem 2.13. Este é um facto relevante para a escolha
de uma painel elétrico, mas não um fator restritivo, já que se deve ter em conta outros pontos,
como o custo, a durabilidade e garantia dos mesmos.
2.4.5.1 Influência da Irradiação Solar
A irradiação solar afeta a curva I-V de uma célula fotovoltaica. Com o aumento da irradiação
solar a corrente gerada cresce linearmente, por sua vez a tensão de circuito aberto aumenta de
forma logarítmica, caso não haja a variação de temperatura, como se pode ver na imagem 2.14 [2].
2.4 Sistemas de Micro-geração Fotovoltaica 15
a) b)
Figura 2.13: a) Efeito de RS e b) Efeito de RP na curva I-V de uma Célula Fotovoltaica[2]
A Isc da célula esta diretamente relacionada com a irradiação solar, sendo o seu valor dado
através da equação 2.12.
Isc = Iscstc×G
1000(2.12)
O parâmetro Iscstc normalmente é dado pelo fabricante. Estes valores são achados através de
testes de Condições-Padrão (Standard Test Conditions - STC). Estes testes são controlados ao
nível das condições de irradiação e temperatura, que normalmente tomam os valores de 1000 Wm2 ,
para o valor de irradiação, e a temperatura normalmente é de 25oC.
2.4.5.2 Influência da temperatura
Com o aumento da temperatura das células fotovoltaicas há uma queda do valor da tensão que
esta consegue gerar. Por sua vez, a corrente aumenta, mas que a nível de potência gerada este
aumento de corrente não é significativo para compensar as perdas de tensão, sendo isto observável
a partir da figura 2.15.
Com isto, é necessário pelo menos de dois coeficientes que são dados pelo fabricante, sendo
eles:
• Coeficiente de Variação do Voc com a Temperatura, β ;
• Coeficiente de Variação da Isc com a Temperatura, α ;
Os valores dos coeficientes são achados através de outro teste que é feito num ambiente con-
trolado, denominado de Temperatura Nominal de Operação da Célula (Nominal Operating Cell
Temperature - NOCT). Estes testes são controlados ao nível das condições de irradiação e tempe-
ratura, que normalmente tomam os valores de 800 Wm2 , para o valor de irradiação, e a temperatura
toma valores entre os 40oC e 50oC. Através das formulas 2.13 e 2.14 determina-se a variação do
Voc e da Isc com temperatura.
Voc =Vocstc× (1+β × (T −25)) (2.13)
16 Estado da Arte
Figura 2.14: Efeito da Irradiação Solar na Curva I-V de uma Célula Fotovoltaica[2]
Isc = Iscstc× (1+α× (T −25)) (2.14)
2.4.6 Algoritmos de Seguimento de Ponto Máximo de Potência - MPPT
Os painéis solares, que são utilizados a nível comercial, neste momento têm uma eficiência
que varia entre os valores 14% e 19%, por isso, os algoritmos de controlo são muito importantes,
visto que são estes que vão permitir aproveitar o máximo de potência que os sistemas fotovoltaicos
podem gerar. Existem vários métodos de controlo, mas o que se baseiam MPPT ganham grande
relevância, do ponto de vista em que são mais específicos para este tipo de sistemas. Existem
vários MPPT, sendo alguns deles enumerados de seguida:
• Perturbação e Observação (Perturb and Observe - P&O);
• Condutância Incremental(Incremental Conductance - INC);
• Tensão Constante;
• FeedBack de Corrente (ou Tensão);
• Lógica Difusa;
• Circuito Aberto;
• Redes Neuronais.
Nos próximos pontos serão analisados alguns métodos MPPT.
2.4.6.1 Método de Perturbação e Observação
Este método é conhecido por estar sempre a tentar aumentar a tensão a que o painel se encontra
e através da medição do valor da potência que o painel está a gerar, se se verificar que houve um
2.4 Sistemas de Micro-geração Fotovoltaica 17
Figura 2.15: Efeito da Temperatura na Curva I-V de uma Célula Fotovoltaica[2]
aumento da potência este continua a tentar procurar o ponto máximo de potência, caso contrário, é
lhe dado um decremento de passo, com o intuito de diminuir a tensão de maneira a que se encontre
novamente o ponto de potência máximo. Quando é encontrado o ponto máximo de funcionamento,
este fica a flutuar em volta desse ponto, visto que aumenta e decrementa o passo sucessivamente,
como se pode observar na imagem 2.16.
Figura 2.16: Curva de Potência do método P&O [3]
No fluxograma, representado na figura 2.17, podemos observar um possível algoritmo que se
pode aplicar neste controlo.
2.4.6.2 Método de Incrementação e Condutância
Este método de controlo é um pouco mais sofisticado do que o falado anteriormente. Este
utiliza o valor da condutância incremental do painel, dIdV , com o objetivo de achar o ponto máximo
de potência, que tanto para o P&O e o INC é quando dPdV = 0. Este método tem como objetivo
encontrar a tensão à qual a condutância é igual à incrementação da condutância, ou seja, dIdV =− I
V ,
exemplificado na imagem 2.18. Em condições de variações da irradiação solar, este consegue obter
melhores resultados que o método P&O, visto que este permite saber a que distância se encontra,
relativamente ao MPP, achando com mais facilidade esse ponto. Como tal, se os passos forem
18 Estado da Arte
Figura 2.17: Fluxograma do Método P&O [4]
muito grandes este pode achar o MPP com mais velocidade, diminuindo a sua exatidão, ou pode
observar-se o contrário, que é a demora do encontro do MPP.
Figura 2.18: Curva de Potência do Método INC [3]
A partir do fluxograma, representado na figura 2.19, percebe-se o funcionamento do algoritmo
que pode ser aplicado para este método de controlo.
2.4.6.3 Método de Tensão Circuito Aberto (OV)
Empiricamente, o MPP encontra-se a entre de 70% e 80% do valor de tensão de circuito
aberto. Os vários pontos MPP que resultam das variações atmosféricas, não têm um impacto
muito significativo sobre a tensão do painel[11], sendo assim, é possível assumir que o painel opera
sempre muito próximo do valor MPP. Com este método, é então utilizado uma tensão de referencia
que é sempre comparada com a tensão a que painel está a funcionar, consequentemente é achado
o erro entre os valores de tensão, sendo posteriormente controlado o duty-cycle do conversor de
eletrónica de potência.
2.4 Sistemas de Micro-geração Fotovoltaica 19
Figura 2.19: Fluxograma do Método INC [4]
2.4.6.4 Método de Tensão Constante(CV)
O método de tensão constante é conhecido por ser um dos métodos mais simples de aplicar.
O ponto de operação do painel é colocado num valor proximo do MPP. Isto, deve-se ao facto
deste controlador utilizar a comparação do valor de tensão, que esta a ser gerada pelo painel, com
uma tensão de referência fixa. Normalmente, a tensão de referência é o valor MPP que é dado
pelo fabricante do painel. Este utiliza o ponto de tensão de referência fixa porque é assumido que
as variações da temperatura e da irradiação não são significantes. Na prática, o MPPT CV pode
nunca achar a posição exata do MPP, baixando, assim, a sua eficiência[4].
2.4.7 Estrutura de Inversores Fotovoltaicos
Nas aplicações atuais dos painéis fotovoltaicos é normal encontrá-los ligados em série, mas
as suas ligações podem ser divididas segundo uma estrutura que vai ser implementada para sua
utilização. Caso estes painéis sejam para ser ligados à rede é necessário a aplicação de um con-
versor DC/AC, mas nos casos das tensões serem inferiores ao valor de pico da tensão AC da rede
elétrica, pode ser necessário a utilização de conversor DC/DC elevador. Como tal, a aplicação dos
conversores DC/DC vão depender da estrutura ao qual vão aplicados.
A aplicação de conversores DC/DC, além de permitir a elevação da tensão para os valores
desejados, ganha cada vez mais importância, do ponto de vista, em que lhes podem ser aplicados
os métodos MPPT, o que pode ser uma mais valia para o sistema. Consequentemente o conversor
DC/AC fica responsável por modular a corrente AC em tensão e fase, para ser possível injetar na
rede elétrica.
Na imagem que vai ser apresentada de seguida temos as estruturas que são mais utilizadas [5].
20 Estado da Arte
Figura 2.20: Estruturas de Ligação à Rede do Painéis Fotovoltaicos [5]
Na figura 2.20 a), estamos perante uma estrutura centralizada. Esta é conhecida por ser utili-
zada em aplicações de potências elevadas, fazendo com que o custo do sistema seja mais baixo,
visto que só utiliza um conversor DC/AC, e por ser um sistema simples de aplicar. Por sua vez, não
é possível ter o máximo rendimento de cada painel, devido a estes se encontrarem divididos por
séries, contribuindo para um menor rendimento do sistema em geral. Outra desvantagem inerente
à utilização deste tipo de estrutura, é a paragem de todo o sistema no caso de haver alguma falha
no conversor.
Na figura 2.20 b) estamos perante uma estrutura do tipo string, no qual estão vários painéis
em serie ligados a conversor DC/AC. Este apresenta melhores resultados do que a estrutura falada
previamente. No entanto, o sistema apresenta um custo mais elevado devido à utilização de vários
inversores. Contudo, tem a vantagem de caso um dos conversores deixar de funcionar, só os
painéis que estão a este associados a este é que não geram energia para o sistema.
Na imagem 2.20 c), estamos na presença de uma estrutura que pode ser uma das que pode
ter maior relevo nas instalações, sendo esta a multi-string. A diferença para a estrutura b), está
na utilização de conversores DC/DC por cada string, o que lhe permite também a utilização de
métodos MPPT, conferindo um rendimento superior e ao mesmo tempo uma diminuição do custo
inicial do sistema devido à utilização apenas de um conversor DC/AC.
O esquema da figura 2.20 d) é uma estrutura modular. Este é o que tem maior rendimento,
visto que cada painel tem um conversor que otimiza o seu ponto de funcionamento. Apesar disto
apresenta o inconveniente de ter um custo mais elevado na sua instalação. Porém pode ser vanta-
joso do ponto de vista em que pode ser considerado um sistema "plug-and-play".
2.5 Sistemas de Micro-geração Eólica
Normalmente quando se fala de energia eólica pensa-se imediatamente na turbinas eólicas de
grande produção, que em Portugal têm uma produção bastante considerável, tendo um peso de
2.5 Sistemas de Micro-geração Eólica 21
19,4% na produção de eletricidade, ficando assim no segundo lugar do ranking do europeu e mun-
dial, segundo dados estatísticos do Eurostat [12]. Mas indo ao encontro desta dissertação, a micro-
geração pode apresentar um grande contributo para a produção de auto-consumo. Uma prova da
importância deste tipo de geração de energia é o investimento em pesquisas e no aparecimento de
produtos portugueses com bons níveis de eficiência disso é o aparecimento de mini/macro turbinas
da T.Urban e da Omniflow, sendo a Omniflow mais recente e contendo uma particularidade bas-
tante interessante, já que podem ser adicionados painéis fotovoltaicos, transformando esta turbina
num sistema híbrido.
2.5.1 Conversão Mecânica da Energia Eólica
A conversão da energia eólica em energia mecânica, vai depender diretamente da energia
cinética de uma massa de ar (m) que ultrapassa a turbina eólica a uma velocidade (v), demonstrada
na equação 2.15:
Ec =12
mv2 (2.15)
Por observação da imagem 2.21, o fluxo de ar que ultrapassa a área da turbina com direc-
ção perpendicular à secção transversal do cilindro, com uma velocidade v, transforma a energia
cinética da massa de ar em energia mecânica, produzindo um binário mecânico no rotor do aero-
gerador.
Figura 2.21: Fluxo de Ar Ideal [6]
Num conceito ideal, a energia cinética da massa de ar pode ser reescrita, dando origem à
equação 2.16, no qual se leva em consideração a área da turbina (A), a densidade do ar (ρ), o
volume da geometria G (Var) e a deslocação da massa de ar (d). Através da 2.16, conseguimos
saber potência que é possível retirar da velocidade do vento, visto que a potência é a derivada da
energia em relação a um intervalo de tempo, dando origem à equação 2.17.
Ec =12
mv2 =12
ρVarv2 =12
ρAdv2 (2.16)
Pt =dEc
dt=
12
ρAdt
v2 =12
ρAv3 (2.17)
22 Estado da Arte
Mas tal conceito não é observável na realidade, o que acontece vai ao encontra da figura 2.22.
Este fenómeno foi provado, em 1919, pelo físico alemão Albert Betz, no qual este explica que o
fluxo da massa de ar perde velocidade quando ultrapassa a turbina, ou seja, a velocidade de esteira
vai ser menor que a velocidade de escoamento, observando-se, assim, o fenómeno de efeito de
esteira, no qual existe uma desaceleração axial do vento no plano perpendicular à área cilíndrica
da turbina eólica e por outro lado ocorre um desvio de forma tangencial do vento, aumentando a
área do fluxo de ar, representado pela secção A2.
Figura 2.22: Fluxo de Ar antes e depois da turbina [3]
Como tal, a energia disponível do vento não pode ser totalmente extraída para produzir energia
mecânica. Para tal acontecer a massa de ar teria de ter toda a sua energia cinética nula no fim
passagem pela turbina, ou seja, esta teria de ter velocidade nula, em v2. Através da figura 2.22,
é possível reescrever a formula da potencia que pode ser extraída do vento, sendo esta dada pela
equação 2.18:
Pext =12
ρAv3 =12
ρ(A1v31−A2v3
2) (2.18)
Considerando a Lei de Betz, no qual o escoamento se mantém num regime constante e sem
perdas, a velocidade na secção da turbina vai ser igual à media da velocidade de escoamento não
perturbado e à velocidade esteira:
12
ρA1v21 =
12
ρA2v22 (2.19)
Pext =12
ρAdt
v2 =12
ρAdt(v2
1− v22) =
12
ρAv1 + v2
2(v2
1− v22) (2.20)
Sabendo então a potencia de vento disponível, através da equação 2.17, e a potencia que se
consegue extrair do vento, através da equação 2.20, consegue-se obter a relação entre as duas,
como segue na equação 2.21, sendo esta relação designada de coeficiente de potência (CP):
Cp =PextPt
=(v1 + v2)(v2
1− v22)
2v31
=12(1− v2
2
v21)(1+
v2
v1) (2.21)
Com a equação 2.21 temos então uma relação entre a velocidade de escoamento não pertur-
bado e a velocidade de esteira, consequentemente, a partir da derivação da mesma, consegue-se
saber quando é que esta tem o seu valor máximo:
2.5 Sistemas de Micro-geração Eólica 23
d(PextPt
)
d( v2v1)
=12[−3(
v2
v1)2−2
v2
v1+1] = 0 (2.22)
Aplicando então a fórmula resolvente, em ordem a v2v1
, obtém-se:
v2
v1=
13
(2.23)
A partir do momento que se obtém o valor para o qual coeficiente de potência é máxima
(CPmax), podemos achar o limite de Betz, que, neste momento, é o valor ideal de coeficiente de
potencia, visto que nos dias que correm não se consegue obter valores tão elevados.
CPmax ' 0.593 (2.24)
O coeficiente de potência como se pode perceber vai estar dependente do tipo de turbina que
é utilizada para a captação do vento, podendo este ser expresso em função da razão de velocidade
das pás (Tip Speed Ratio - TSR), λ , sendo este calculado através da equação 2.25, no qual ωr re-
presenta a velocidade angular do rotor, Rr representa o raio de rotação do rotor e v1 é a velocidade
de escoamento não perturbado.
λ =Rrωr
v1(2.25)
Algumas turbinas eólicas tem movimento das pás, permitindo que estas rodem segundo o seu
eixo longitudinal, o que vai permitir mudar a força que o vento exerce na hélice, ou seja, existe uma
alteração do angulo da hélice em relação ao vento, designado de ângulo de passo (Pitch Angle),
β . Na figura x, pode observar-se a alteração do coeficiente de potência com alteração do TSR e do
Pitch Angle.
2.5.2 Principais Componentes dos Sistemas de Produção Eólicos
Na atualidade, existem vários tipos de sistemas de produção de energia eólica. Apesar disso,
estes têm vários componentes “chaves” que acabam por serem comum a quase todos os tipos de
sistemas eólicos, sendo eles: a turbina eólica, o motor-gerador, transformador, a eletrónica de
potência e em alguns casos a caixa de velocidades.
Através deste conjunto de dispositivos aparecem os dois tipos de sistemas geradores eólicos,
que vão ser mencionados de seguida.
2.5.3 Tipo de Turbinas Eólicas Segundo a Posição do Rotor
As Turbinas Eólicas podem ser dois tipos tendo em conta a direção em que se encontra o seu
eixo, dividindo-se em turbinas de eixo horizontal ou vertical. Dependendo do sítio e da potência
em que esta vai se localizar, vai alterar o seu tamanho do seu diâmetro, que neste momento aquela
24 Estado da Arte
Figura 2.23: Componentes Base de Aerogerador
que tem maior comprimento de hélice é da Samsung, que tem 83,5 metros de comprimento, que
pertence a um gerador eólico marítimo 4.
Figura 2.24: Maior Hélice do Mundo
2.5.3.1 Tipo de Turbinas de Rotor Verticais
Uma das características das turbinas verticais é estas apresentarem calhas, sendo nestas que
vai ocorrer o arrasto aerodinâmico responsável por criar a energia elétrica a partir do vento.
Neste tipo de turbinas não é necessário nenhum dispositivo de orientação da turbina em relação
ao vento.
4http://www.tecmundo.com.br/energia-eolica/53969-lamina-de-turbina-eolica-de-83-metros-e-transportada-por-caminhoes.htm
2.5 Sistemas de Micro-geração Eólica 25
As turbinas verticais podem ser diferenciadas pela disposição das calhas segundo o rotor. As
três mais conhecidas são o rotor do tipo Savonius, Darrieus e a H-Rotor. Além destas, como já foi
falado mais acima temos a Omiflow.
Figura 2.25: Turbinas Verticais
Na figura 2.25, temos a representação cada tipo de turbina vertical podendo ser a comparação
entre cada uma. Neste caso o rotor de Savonius apesar de ser mais simples é aquela que apresenta
menor eficiência, visto que apenas é movido com arrasto do ar e apresentar maior eficiência para
ventos fracos, o que lhe dá uma eficiência que ronda os 20%. Já no caso do rotor de Darrieus,
que pode ser constituído por duas ou três pás, utiliza no seu movimento, além do arrasto do ar,
forças de sustentação permitindo-lhe alcançar eficiências que podem se aproximar dos 40%, para
ventos fortes. Com o avanço dos estudos nesta área, também apareceu um sistema híbrido deste
tipo de turbinas, no qual integra o rotor de Savonius e o rotor de Darrieus, conferindo-lhe as
potencialidades dos dois sistemas, visto que um funciona melhor para ventos fracos e outro para
ventos fortes.
2.5.3.2 Tipo de Turbinas de Rotor Horizontais
As turbinas de rotor horizontais são na atualidade as mais utilizadas, do ponto de vista que
conseguem aproveitar a força de arrasto do ar e ao mesmo tempo aproveitarem as forças de sus-
tentação para produzirem energia elétrica a partir do vento. É de notar, que os rotores em que
predomina a rotação por efeito das forças de sustentação, têm maior capacidade de produzir ener-
gia elétrica, do que aqueles em que maior parte do seu movimento se deve às forças de arrasto.
Uma particularidade das turbinas com rotor horizontal, é a necessidade de um sistema que faça
com que eixo do rotor se encontre perpendicular à trajetória do vento, com intuito de aumentar a
conversão da energia eólica em energia elétrica. Consequentemente, pode fazer-se uma distinção
quanto à disposição em que eixo do rotor se pode colocar perante o movimento do vento, podendo
ser downwind, caso as hélices se encontrem a jusante do vento, ou upwind, caso as hélices se
encontrem a montante do vento, como é possível ver na figura 2.26.
26 Estado da Arte
Figura 2.26: Turbinas Horizontais: a) e b) upwind; c) downwind
No mercado normalmente vê se com mais frequência as turbinas com 3 lâminas, visto que estas
são as mais flexíveis para diferentes níveis de vento, mas as turbinas podem ser constituídas por
uma lâmina ou multilâminas. Com o aumento do número de pás é facilitado o arranque do gerador
eólico. Consequentemente, vão apresentar um número mais baixo de rotações, para velocidades
de vento mais elevados.
2.5.4 Limitações Aerodinâmicas
Como é possível observar na imagem 2.27, os aerogeradores são projetados para funcionar a
determinadas velocidades, como tal é necessário haver um controlo sobre os mesmos, para não
pôr em causa o seu bom funcionamento.
Figura 2.27: Zona de Cut-in e Cut-out de um Aerogerador [7]
Sendo assim, através do gráfico de potência, representado na imagem 2.27, é possível dis-
tinguir duas zonas restritas. A primeira zona é conhecida como a velocidade de cut-in, partir
2.5 Sistemas de Micro-geração Eólica 27
velocidade a potência do aerogerador vai aumentando até chegar à velocidade nominal. Quando
é ultrapassado o valor da potência nominal, vai começar a haver perdas aerodinâmicas mais acen-
tuadas, como tal a potência gerada começa a diminuir. Se a velocidade da turbina continuar a
aumentar, vai chegar a um ponto para qual não foi dimensionada, como tal pode atingir o seu
limite de carga mecânico, no qual esta deve deixar de funcionar, ou seja, atingiu a zona de cut-out.
Com estes dados, percebe-se que deve haver limitações a nível da potência gerado pelo aerogera-
dor. Também deve-se ter em conta que a velocidade angular do rotor deve permanecer constante
ou em valores predefinidos para as regiões de funcionamento da turbina, isto acontece tendo em
conta o facto que no caso de haver alguma falha elétrica, no qual o gerador deixasse de produzir
binário eletromagnético, o rotor começaria a elevar a sua velocidade até um ponto em que a turbina
não estaria preparada para aguentar, podendo mesmo levar à sua destruição. A limitação da potên-
cia gerada e da velocidade angular pode ser efetuada a partir da variação do angulo de passo, β ,
no qual existe a rotação da hélice segundo o seu eixo longitudinal. Para os sistemas com controlo
ativo, esta variação pode ser obtida a partir do controlo do ângulo de passo (Pitch Control) ou pela
entrada em perdas dinâmicas ativas (Active Stall Control). No caso dos aerogeradores, em que as
hélices são fixas, então este controlo pode ser exercido através de perdas aerodinâmicas passivas
(Stall Control).
No Stall Control, representado na alinea a) da figura 2.28, a geometria das hélices faz com que
haja uma limitação da força de sustentação para velocidade superiores à nominal, atuando, assim,
como um travão. Este tipo de controlo tem a vantagem de não necessitar de partes móveis, como tal
há uma diminuição ao nível dos custos de manutenção, assim como não necessita de um controlo
de passo da hélice muito complexo, em comparação com outros métodos apresentados. O único
senão deste tipo de controlo, reside na baixa precisão para a previsão da potência gerada, após a
ultrapassagem da velocidade nominal da turbina eólica, assim como a incerteza do comportamento
aerodinâmico quando são impostas as perdas aerodinâmicas devido à forma das pás.
O Pitch Control, representado na alinea c) da figura 2.28, é utilizado em turbinas eólicas de
velocidade variável, sendo este um controlo em que, quando a turbina chega à sua velocidade
nominal, as pás vão sendo rodadas com um angulo de passo que é aumentado progressivamente
com o aumento da velocidade. Isto permite que as pás da turbina exerçam cada vez menos força ao
vento, diminuindo assim o angulo de ataque da turbina. Como consequência deste método direto
de controlo das hélices, o aerogerador consegue aproveitar velocidades mais altas, permanecendo
mais tempo à velocidade de produção nominal.
O Active Stall Control, representado na alinea b) da figura 2.28, é a junção dos dois métodos
falados anteriormente, visto que utiliza a geometria das hélices como travão (Stall Control), mas
utilizando a rotação longitudinal das hélices (Pitch Control) em conjunto permite controlar de
forma mais precisa a potência gerada pela turbina, implicando uma diminuição do número de
ângulos de passo efetuados pelas hélices, para tal acontecer.
28 Estado da Arte
Figura 2.28: Tipos de Limitações Aerodinâmicas [3]
2.5.5 Conversão da Energia Mecânica em Energia Elétrica
Para a conversão da energia mecânica, proveniente da turbina eólica, em energia elétrica é
necessário a utilização de um gerador. As soluções que mais aparecem no mercado são geradores
trifásicos de corrente alternada, podendo estes ser síncronos ou assíncronos. Estas também podem
ser classificadas segundo o sistema de conversão eólico, podendo ser velocidade fixa ou variável.
2.5.5.1 Geradores Eólicos de Velocidade Fixa
Num sistema de conversão eólico de velocidade fixa, a velocidade da turbina é determinada
pela frequência da rede, o número de par de polos do gerador, o deslizamento da máquina e
do caixa de velocidades da mesma. No caso de não haver grandes alterações da velocidade do
vento, a turbina pode não alterar a sua velocidade, havendo, por sua vez, alteração no binário
magnético, o que implica diretamente a alteração da potência de saída da mesma. Os geradores
mais utilizados para este caso são os geradores de indução. O normal destes aerogeradores é serem
limitados através das limitações aerodinâmicas, como o Pitch Control,Stall Control ou Active Stall
Control, falados no ponto anterior. Como estes se encontram ligados diretamente à rede, torna-
se necessário o uso de compensadores de potência reativa, com o objetivo de reduzir ou mesmo
eliminar a potência reativa que possa ser consumida pelo próprio gerador. A vantagem deste
sistema encontra-se no seu baixo custo e alta fiabilidade. Porém, não consegue produzir tanta
energia como os sistemas de velocidade variável.
2.5.5.2 Geradores Eólicos de Velocidade Variável
Os sistemas de conversão eólico de velocidade variável têm uma grande vantagem face aos
de velocidade fixa, visto que permitem alterar a velocidade da turbina, adaptando-se, assim, à
velocidade do vento, permitindo aumentar o nível de eficiência do aerogerador, visto que permite
a absorção das flutuações de potência, como contribuir para a diminuição dos esforços mecânicos
feitos sobre a transmissão. Além disto, a partir de controlos de busca do ponto máximo de potência
(MPPT), é possível manter a potência mecânica no valor nominal. Estes normalmente têm nas suas
2.5 Sistemas de Micro-geração Eólica 29
configurações conversores estáticos, podendo ter a presença do barramento intermédio entre dois
conversores, permitindo o controlo da potência reativa e ativa entre a rede, facilitando também o
arranque e a travagem do sistema eólico, já que permite fazer a separação do controlo do sistema
mecânico e do sistema elétrico, sendo isto observável no próximo ponto.
2.5.5.3 Geradores Síncronos aplicados em Aerogeradores de Velocidade Variável
Os geradores síncronos são muito utilizados em Sistemas de Energia Isolados, fazendo o con-
trolo da energia reativa do sistema. Dentro dos geradores síncronos temos os geradores síncronos
de ímanes permanentes (Permanent Magnet Synchronous Generator - PMSG) e o gerador sin-
crono de rotor bobinado(Electrically Excited Synchronous Generator - EESG), representados nas
imagens 2.29 e 2.30, respetivamente.
Figura 2.29: Gerador Síncrono de Ímanes Permanentes
Figura 2.30: Gerador Síncrono de Rotor Bobinado
A configurações utilizada na imagem 2.29 e na imagem 2.30 são muito idênticas, estando a
única diferença na alimentação do rotor da EESG, que permite fazer um controlo direto do binário
do gerador, visto que se pode controlar a excitação do rotor através do conversor AC/DC, que
faz a ligação entre a rede e o rotor bobinado, e, por consequente, ter o controlo da velocidade
em toda a gama de funcionamento da mesma, melhorando, assim, o seu desempenho. Em ambos
os geradores é possível fazer o controlo separado da potência ativa e reativa. No entanto, no
PMSG o conversor que fica do lado da turbina é responsável pelo controlo do binário do gerador,
30 Estado da Arte
ou seja, para permitir a aceleração ou abrandamento da velocidade da turbina, este deve ter em
conta as forças resultantes do binário mecânico e elétrico, para obter o melhor desempenho. Os
conversores do lado da rede estão responsáveis por manter a tensão do barramento e ao mesmo
tempo do trânsito de potência reativa entre o sistema e a rede, tendo em conta o desfasamento
da corrente e a tensão. A desvantagem do EESG perante o PMSG é a necessidade do EESG
necessitar de anéis e escovas na sua configuração, para lhe permitir a excitação do rotor bobinado,
encarecendo o sistema devido à manutenção do mesmo. Já o PMSG apresenta um custo mais
elevado devido à utilização de ímanes permanentes, apesar disto, deve-se ter em conta que este é
mais eficiente porque com o uso dos ímanes permanentes são diminuidas as perdas de joule. Isto
implica um aumento de rendimento da máquina geradora. Apesar disto deve-se ter em atenção
que as sobrecargas do PMSG pode levar à desmagnetização dos ímanes. Também é importante
mencionar, que o PMSG não é aplicável a geradores de grande de porte, visto que seria necessário
aumentar o tamanho dos ímanes permanentes e o que implicava um aumento do peso e do tamanho
do rotor.
2.5.5.4 Geradores Assíncronos Aplicados em Aerogeradores de Velocidade Variável
Os geradores assíncronos são muito utilizados nos dias que correm, apresentando algumas
vantagens sobres os geradores síncronos. Em relação aos geradores síncronos, estes são caracte-
rizados por serem de baixo custo, robustos e de precisarem de pouca manutenção, apresentando,
também, uma resposta dinâmica boa, permitindo-lhe gerar potência a velocidade variável. Es-
tes tanto podem ser utilizados em sistemas de energia isolados como com ligação à rede. Estes
apresentam desvantagens a nível do consumo de potência reativa, podendo ser usados bancos de
condensadores ou utilizando o controlo de conversores de potência. Sendo de seguida demons-
trada a topologia do gerador de indução duplamente alimentado (Doubly Fed Induction Generator
- DFIG), representado na imagem 2.31.
Figura 2.31: Gerador de Indução Duplamente Alimentado
2.5 Sistemas de Micro-geração Eólica 31
O DFIG apresenta uma configuração no qual os terminais do estator estão conectados dire-
tamente à rede e os terminais do rotor estão ligados aos conversores de eletrónica de potência.
Através da imagem 2.31, observa-se que o conversor que se encontra do lado do rotor da máquina
é responsável pelo controlo das correntes rotóricas, tendo dois objetivos distintos, no qual o pri-
meiro é controlar a variação da velocidade de rotação do aerogerador, e além deste controlo da
potência ativa e reativa entre o aerogerador e a rede. O conversor que se encontra do lado da rede
é utilizado para manter a tensão no barramento intermédio, este não é independente do conversor
que se encontra do lado do gerador, visto que é este que lhe vai impor a corrente que passa nele.
As vantagens deste residem na possibilidade de controlar a potência de saída da máquina, com
a variação da velocidade. Além disto, o custos dos conversores são mais baixos em relação aos
outros tipos de máquinas, já que parte da potência produzida pela máquina pode ser entregue di-
retamente à rede através do estator, enquanto que os conversores apenas lidam com cerca de 1/3
da potência do gerador. As desvantagens deste tipo de configuração prende-se no facto de ter de
haver a manutenção dos anéis e escovas que são necessários para a excitação do rotor, aumentando
o custo do sistema, e devido à própria configuração deste não permitir uma velocidade variável da
turbina em toda a sua gama de funcionamento.
2.5.6 Controlos MPPT Aplicados a Aerogeradores de Velocidade Variável
Com o uso das turbinas eólicas de velocidade variável, foi necessário arranjar métodos de
controlo que conseguissem retirar a máxima potência do vento. Com a utilização da eletrónica
de potência é possível fazer a variação da velocidade angular do rotor da turbina para que este
se encontre num ponto máximo de potência (Maximum Power Point - MPP). Como tal, foram
aparecendo vários algoritmos de pesquisa de pontos máximo de potência (Maximum Power Point
Tracking - MPPT), havendo alguns que servem como base para os algoritmos mais sofisticados
que se encontram no mercado, sendo eles: o PSF(Power Signal Feedback), o TSR (Tip-Speed
Ratio) e o HCS (Hill Climb Search) [13].
2.5.6.1 Controlo Tip-Speed Ratio (TSR)
O controlo TSR tem como objetivo regular a rotação do gerador de maneira a que este encontre
o valor de TSR ótimo para a velocidade de vento, com intuito de produzir a potência máxima para
esse valor de rotação. Como tal, é necessário que seja medido a velocidade de escoamento não
perturbado e a velocidade de rotação da turbina. Além disto é necessário um conhecimento prévio
dos valores ótimos de TSR da turbina. Na figura 2.32, está presente um diagrama de blocos, que
permite perceber, de uma maneira sucinta, o funcionamento deste tipo de controlo[13].
2.5.6.2 Controlo Power Signal Feedback (PSF)
Para o controlo PSF é necessário, em primeiro lugar, o conhecimento da curva de potência
máxima da turbina que vai ser utilizada, podendo estes dados ser obtidos através de simulações ou
resultados experimentais. Depois disto, consegue-se para cada velocidade de rotação da turbina
32 Estado da Arte
Figura 2.32: Controlo de TSR
saber qual o valor de potência ótima para esse ponto. Na figura 2.33 está representado, através de
diagramas de blocos, o funcionamento deste tipo de controlo[13].
Figura 2.33: Controlo de PSF
2.5.6.3 Controlo Hill Climb Search (HCS)
Este tipo de controlo é conhecido por fazer a procura do ponto ótimo de funcionamento da
turbina, sendo este ponto a relação entre potência que o gerador está a produzir e a velocidade
de rotação da turbina. A vantagem perante os métodos de controlo falados anteriormente, é que
este não necessita de saber nenhuns dados da turbina. Este apenas necessita de saber a rotação
a que se encontra a turbina e a potência que está a ser gerada. Muitas vezes vê-se este método
referenciado como método de Perturbação e Observação (P&O) porque a partir do controlo é au-
mentado,através de pequenos passos, a velocidade do rotor do gerador até que é atingido o valor
máximo de potência. Sendo achado o valor de potência máximo, o algoritmo faz com que veloci-
dade do rotor oscile nesse valor, aumentando e diminuindo os passos, sucessivamente, permitindo
saber se houve alterações da velocidade do vento e como tal achar um novo ponto de potência
máxima para essa velocidade. Como nos métodos anteriores, a figura 2.34 demonstra de uma
maneira básica o funcionamento deste controlo.
2.6 Topologia de Conversores 33
Figura 2.34: Controlo de HCS
2.6 Topologia de Conversores
2.6.1 Conversores DC/DC
Os conversores DC/DC são conhecidos por terem a capacidade de garantir o fornecimento de
uma tensão continua controlada, a partir de fontes continuas não reguladas. Para tal, estes uti-
lizam na sua composição elementos ativos, sendo estes os transístores, e os elementos passivos,
como são exemplo disso as bobinas, condensadores, diodos e resistências. As tensões continuas,
que estes são capazes de manter, normalmente é controlada a partir da modulação de largura de
pulsos (PWM). O PWM está relacionado diretamente com a razão cíclica (duty-cycle), estando o
duty-cycle responsável pelos variação dos valores de tensão, de maneira a que seja produzida uma
tensão continua na saída do conversor. Estes conversores podem ser preparados para trabalhar no
modo contínuo ou descontínuo. Isto vai depender da corrente que se encontra na bobina do con-
versor. No modo contínuo, a bobina nunca descarrega entre as mudanças de ciclos do conversor,
enquanto que no modo descontínuo a bobina é descarregada totalmente entre ciclos. Quanto à
topologia, estes podem ser divididos entre dois grandes grupos: conversores isolados e não iso-
lados. Dentro dos conversores isolados encontram-se: flyback, forward, push-pull, meia ponte e
ponte completa. Nos conversores não isolados temos: o elevador, o abaixador e o bidirecional. De
seguida vão ser apresentados alguns dos conversores falados acima.
2.6.1.1 Conversor Abaixador (Step-Down ou Buck)
O conversor abaixador, representado na imagem 2.35, é conhecido por permitir ter uma tensão
de saída (Vout) igual ou inferior à tensão de entrada (Vin). Isto é permitido através da energia
armazenada na bobina L, durante os ciclos de abertura e fecho do transistor T. A presença do
conversor C é importante para que a tensão de saída seja mantida dentro do valor desejado, sendo
responsável pelo ripple de Vout .
O funcionamento do conversor esta divido em duas partes, sendo estas definidas pela abertura
e fecho do transístor. Quando o transístor se encontra fechado a corrente que circula no circuito
carrega a bobina, o condensador e a carga. Quando o transístor se encontra aberto, o diodo iD vai
começar a conduzir, desenergizando a bobine. Consequentemente, a bobina faz com que a sua
energia acumulada alimente a carga.
34 Estado da Arte
Figura 2.35: Esquema elétrico do conversor abaixador [5]
Através da análise do circuito é achado o ganho do conversor, isto é, a relação entre o Vout e
Vin, dado pela equação 2.26:
(Vin−Vout).δ .T =−Vout(1−δ ).T <=>Vout
Vin= δ (2.26)
Na equação 2.26, δ é o valor da razão cíclica (duty-cycle), ou seja, valor que varia entre 0 e 1,
que faz com que aumente ou diminua o tempo de abertura e fecho do transistor, durante um ciclo
de tempo T.
2.6.1.2 Conversor Elevador (Step-up ou Boost)
O conversor elevador, representado na imagem 2.36, tem como objetivo fazer com que seja
possível apresentar na saída de um sistema um Vout igual ou superior a Vin.
Figura 2.36: Esquema elétrico do conversor elevador [5]
O conversor elevador é composto por dois estados. Num primeiro estado, enquanto o transístor
se encontra fechado a bobina é carregada pela corrente que lá passa, não havendo passagem de
corrente para o restante circuito. Quando o transístor passa ao estado de abetura, então o díodo iDcomeça a conduzir. Com isto, o condensador e a carga são agora alimentadas não só pelo Vin, mas
como também pela bobina, que se encontra energizada devido ao estado anterior, elevando, assim,
o Vout para valores superiores ao de Vin. A relação entre o Vout e o Vin é dado pela equação 2.27:
VinδT = (Vout −Vin)(1−δ )T <=>Vout
Vin=
11−δ
(2.27)
2.6 Topologia de Conversores 35
Através da equação 2.27 conclui-se que quanto menor for o duty-cycle (δ ) maior vai ser a
tensão à saída do conversor.
2.6.1.3 Conversor Elevador/Abaixador (Step-up/down ou Buck-Boost)
Este conversor, como o próprio nome indica, consegue incorporar em si, o funcionamento dos
conversores elevadores e abaixadores num circuito apenas. Como tal, este conversor consegue
garantir na sua saída valores superiores ou inferiores de tensão em relação à entrada deste, com
um modelo simples, no qual utiliza apenas um transístor, como é possível ver na imagem 2.37.
Figura 2.37: Conversor Buck-Boost [8]
Este tem dois estados de funcionamento que são dados pela abertura e fecho do transistor.
Quando o transístor se encontra fechado, a corrente flui pela bobina, fazendo com que esta seja
carregada, aumentando assim a sua energia. Com a abertura do transístor, passa a entrar em con-
dução o díodo, fazendo com que a energia armazenada na bobina seja entregue à carga, permitindo
também o carregamento do condensador. O que faz com que a tensão de saída seja menor ou maior
que a tensão de entrada vai ser a razão cíclica que vai ser imposta ao transístor[8].
Este conversor, também pode ser dotado de um fluxo de corrente bidirecional entre a entrada
e a saída do mesmo, isto é, alterando um pouco a topologia do conversor e com uma configuração
simples, como a representada na imagem 2.38, consegue-se controlar a entrada ou saída do con-
versor. Este topologia ganha, portanto, um pouco mais de relevo, visto que pode ser aplicado no
sistema híbrido, como ponte entre o sistema de armazenamento e o barramento DC.
Esta configuração quando está a funcionar no modo abaixador, o transístor da parte do abaixa-
dor encontra-se fechado, enquanto o transístor da parte elevadora encontra-se aberto. Isto acontece
quando se encontra na bobina uma corrente positiva, permitindo que a corrente fluía do ponto de
tensão mais elevado, representado por Vd na imagem 2.38, para o ponto de tensão mais baixo.
Quando na bobina se encontra uma corrente negativa, apenas o bloco boost, representado na
imagem 2.38, se encontra ativo. Neste caso, a corrente fluí do ponto mais baixo de tensão para o
ponto mais elevado, representado por Vd .
36 Estado da Arte
Figura 2.38: Conversor Buck-Boost Bidirecional [8]
2.6.2 Conversores DC/AC
Os conversores DC/AC são normalmente conhecidos por inversores. A sua principal função
é gerar na saída do inversor uma onda AC, com uma componente fundamental ajustada em fase ,
frequência e amplitude para satisfazer as necessidades de uma aplicação particular, a partir de uma
ou várias fontes DC [9]. As fontes de corrente contínua podem ser fontes de corrente ou fontes
de tensão. Isto implica uma divisão dos inversores em dois grupos, sendo eles representados na
imagem 2.39.
Figura 2.39: Classificação da Topologia do Inversor de Acordo com Tipo de Fonte (tensão oucorrente) [9]
Para esta dissertação vão ser analisados os VSI, visto que o inversor DC/AC, que vai ser
aplicado para as cargas AC monofásicas, vai ter como fonte de tensão um barramento DC.
2.6.2.1 Meia Ponte VSI (Monofásica)
O inversor meia Ponte, representado na imagem 2.40, é um inversor de dois níveis monofásico.
2.6 Topologia de Conversores 37
Figura 2.40: Inversor Meia-Ponte [9]
É composto por um braço com dois transístores, sendo que cada um deste tem conectado em
antiparalelo um díodo de roda livre, com intuito de providenciar um caminho de corrente negativa
através do comutador. Este tem na sua configuração dois condensadores que permitem dividir
a tensão DC e permitem que haja um ponto de ligação com tensão de 0V, sendo este o ponto
médio da carga. A carga, é então ligada entre este ponto médio e a saída do braço inversor,
mais concretamente ao nó a, como está representado na imagem 2.40. Este inversor é controlado a
partir de sinais binários que são aplicados aos transístores, isto é, quando o transístor recebe o valor
"1"esta passa a fechado, no caso de receber o sinal "0"este passa ao estado aberto. Além disto,
neste inversor os transístores são comutados intercaladamente, ou seja, quando um se encontra
ativo ou tem de se encontrar desativado, o que faz com que haja apenas dois valores de tensão na
saída. As tensões de saída em relação ao funcionamento do transistor são representados na tabela
2.2
Tabela 2.2: Estados de Comutação e Valores de Tensão de Saída do Inversor
Estado deComutação
Sinal daGate (Sa)
Tensão deSaída
1 1 Vdc/22 0 -Vdc/2
2.6.2.2 Ponte H VSI (Monofásica)
O conversor DC/AC em Ponte H, representado na imagem 2.41, é também um modelo muito
popular. Basicamente, este modelo apresenta na sua configuração dois braços ligados paralela-
mente entre si, que permitem na saída, mais precisamente nos nós a e b, as tensões representadas
na tabela 2.3. Neste conversor, os braços são comutados independentemente.
Em comparação com o conversor de meia ponte, este tem mais tensões de saída, como é
possível observar na tabela 2.3. Visto que este apresenta 3 níveis de tensão à saída é classificado
como um conversor multinível.
38 Estado da Arte
Figura 2.41: Conversor em Ponte H [9]
2.7 Sistemas de Armazenamento
Os sistemas de armazenamento são, hoje em dia, um tema que cada vez ganha mais impor-
tância. Isto deve-se ao aumento da utilização de produções de energias provenientes de recursos
renováveis. Um grande problema da produção de energias através de recursos eólicos e solares
está implícito no seu caráter imprevisível, isto é, não sabe concretamente quanta energia é que
cada um desses pode produzir. Consequentemente se houver um excesso de produção podemos
ter problemas, do ponto de vista em que o consumo possa ser inferior ao valor de produção. Por
outro lado, temos o problema inverso, no qual o consumo se encontre mais elevado que a pro-
dução. Portanto o armazenamento pode ser nestes casos o ponto em que é criado a estabilidade
do sistema de energias. Um grande inconveniente do armazenamento de energia está no facto
que esta não pode ser armazenada no seu estado elétrico, podendo então ser armazenados sobre a
forma de energia mecânica, química ou térmica. Para esta dissertação, as que vão ser estudadas
são os acumuladores químicos, que é o exemplo das baterias. Apesar de não ser estudado os super-
condensadores, é importante realçar que estes também estão ser muito estudados, aparecendo em
aplicações juntamente com os conjuntos de baterias.
2.7.1 Armazenamento Químico
As baterias são acumuladores químicos, que apresentam duas funções, o armazenamento e
descarga de eletricidade a partir da alteração dos seus ciclos de carga ou descarga. Estas con-
seguem transformar a energia química em energia elétrica, através das reações eletroquímicas, e
vice-versa. Apresentam vantagens ao nível da baixa manutenção, não apresentando emissões no-
civas e ruído [10]. Existem várias tecnologias dentro dos armazenamentos químicos, sendo elas as
baterias de chumbo ácido, níquel- cádmio, níquel-hidreto metálico, iões de lítio, polímero de lítio,
etc. Na imagem 2.42, está presente a divisão de cada tipo de baterias, sendo estas comparadas a
nível da sua densidade energética e potência que conseguem descarregar a determinada taxa de
descarga.
O preço das tecnologias de baterias está também relacionado com a sua densidade energética,
quanto maior for a sua densidade energética maior será o preço, podendo ser isto observado na
imagem 2.43, além disso na imagem estão presentes outras tipos de armazenamento.
2.7 Sistemas de Armazenamento 39
Tabela 2.3: Estados de Comutação da Ponte H
Estados deComutação
Sinal naGate Sa
Sinal naGate Sb
Tensão deSaída
A 1 0 VdcB 1 1 0C 0 1 -VdcD 0 0 0
Figura 2.42: Distribuição das Tecnologias de Baterias pela Densidade Energética [10]
Figura 2.43: Distribuição dos Tipos de Armazenamento em Função dos Custos de Investimento[10]
40 Estado da Arte
Capítulo 3
Sistema Híbrido Proposto com Base nosDados do Cliente
3.1 Análise de Perfil de Cliente
Com intuito de tornar esta dissertação aplicável a um caso prático, foi necessário arranjar um
cliente para o qual se ia adotar a implementação do sistema híbrido autónomo. Foi então decidido
aplicar este estudo ao edifício J, pertencente ao Departamento de Eletrotecnia da FEUP. Depois de
definido o cliente, passou-se a uma recolha dos dados de consumo elétrico. A FEUP facultou os
dados diários do consumo de potência do edifício J, sendo estes relativos ao ano de 2014. Para este
edifício, sendo um edifício de aulas, foi definido um horário de funcionamento de 12 horas, ou
seja, das 8 horas às 20 horas, sendo considerado o consumo noturno como um consumo residual.
Através dos dados obtidos, foi feito um gráfico do consumo médio de energia diário por mês, que
se pode observar na imagem 3.1, para comparar com os dados relativos à irradiação solar que pode
ser utilizada pelos painéis e vento disponível durante esse mesmo espaço de tempo. Nos pontos
seguintes os dados vão ser analisados diariamente, visto que num espaço temporal de um mês
vai implicar mais erros a nível de dimensionamento no número de painéis fotovoltaicos, turbinas
eólicas e baterias.
Figura 3.1: Gráfico Relativo à Média de Consumo Diário por Mês
Com o gráfico, presente na imagem 3.1, observa-se que os meses de Agosto e Setembro são os
41
42 Sistema Híbrido Proposto com Base nos Dados do Cliente
meses em que o consumo é inferior. Isto é possível, já que Agosto corresponde ao mês de férias
e Setembro ser o início de aulas, com tal, existe um menor uso do departamento J. A partir do
SW Excel foram compilados os dados do cliente. Com base nesses dados, chegou-se ao valor de
20,2kWh de consumo médio por hora.
3.2 Software de Recolha de Dados Para o Sistema Fotovoltaico e Eó-lico
Como se sabe cada região tem valores diferentes de irradiação solar e de velocidade de ventos
diferentes. Tendo isso em vista, foi necessário saber os recursos solares e eólicos que se podem
contar na localização do edifício J. Para se conhecer tais dados foi utilizado o SW PVsyst 6.3.8,
que é um software que tem uma base de dados para ambos os sistemas. Consequente passou-
se a escolher a estação meteorológica que se encontra mais próximo da localização do edifício
do cliente. Para este caso, a estação meteorológica que se encontra relativamente mais próxima
do edifício J é a Estação Meteorológica da Serra do Pilar. Nos próximos dois pontos vão ser
analisados os dados obtidos ao nível da irradiação solar e da velocidade do vento.
3.2.1 Análise de Dados de Irradiação Solar
Para estes dados foi utilizada a opção do programa Global Tilted Plane e uma escala temporal
para um ano. A vantagem da utilização desta opção é que permite obter os dados segundo o
somatório da potência disponível de irradiação solar por m2 durante um dia, tendo em conta a
irradiação global e difusa, as horas de irradiação solar de cada dia e a inclinação do painel. Para a
inclinação do painel foi utilizado o valor de 36o. O valor de 36o para o ângulo do plano inclinado
foi achado através do PVsyst, como o melhor ângulo para sistemas fixos. Com estes dados foi
feito o gráfico da 3.2. Os dados foram dados em tabela para serem usados posteriormente para o
cálculo de números de painéis a utilizar.
Figura 3.2: Potencia da Irradiação Solar por m2 durante cada mês do ano
3.3 Desenho do Sistema 43
Através da observação da imagem 3.2, percebe-se que os meses em que os valores de irra-
diação são mais altos são em Junho, Julho e Agosto. Os meses mais críticos são Novembro,
Dezembro e Janeiro.
3.2.2 Análise de Dados de Velocidade do Vento
Com o SW PVsyst foi permitido auferir os dados diários da velocidade do vento durante o
mesmo ano. Através destes dados foi feita a média diária correspondente a cada mês, com o
objetivo de saber em que meses do ano pode ser maior a captação da energia eólica. Através da
imagem pode-se observar que a velocidade do vento acaba por ser mais constante que a irradiação
solar ao longo do ano, tendo em conta os valores médios.
Figura 3.3: Velocidade média para cada mês do ano
Através deste gráfico, da imagem 3.3, pode-se concluir que a velocidade do vento, para o
local escolhido, apresenta um perfil mais constante que o da irradiação, apesar de apresentar uma
velocidade baixa.
3.3 Desenho do Sistema
O desenho do sistema proposto na 3.4 está estruturado segundo um diagrama de blocos, com
o intuito de facilitar a análise de cada subsistema que vai ser analisado nos pontos seguintes.
Nesse diagrama, está presente um barramento DC que vai permitir a interligação com todos os
outros sistemas. É de realçar a presença do barramento DC secundário. Este foi utilizado com
o objetivo de garantir estabilidade da tensão para o consumo da cargas DC. Outro aspeto da sua
utilização, reside no facto de que hoje em dia, cada vez mais se usa os LED’s para iluminação,
como tal a utilização deste barramento ganha mais relevância, visto que iria diminuir o numero de
conversões de energia, além de haver uma diminuição de custos do ponto de vista em que seria
desnecessário utilizar conversores AC/DC para alimentar estas cargas, sendo este tipo de sistemas
bastante defendidos, havendo mesmo nos Estados Unidos uma organização, chamada Emerge
Alliance 1, que está a promover este tipo de instalações.
Apesar da energia excedente poder ser entregue à rede, está não vai ser analisada a nivel das
simulações, visto que o ideal será diminuir ao máximo estes possíveis excedentes. Além disto,1http://www.emergealliance.org/
44 Sistema Híbrido Proposto com Base nos Dados do Cliente
no Capitulo 2, mais concretamente na parte em que é analisada o DL, a injeção na rede deve ser
uma questão muito bem analisada porque esta pode não ser a melhor solução para o consumidor,
visto que a energia que este pode vender é paga a um valor inferior aquele que se encontra a ser
exercido no mercado. Contudo neste trabalho vai-se tentar optimizar o uso da energia elétrica
produzida, dotando o sistema híbrido de um subsistema de armazenamento, para que seja possível
a utilização destes excedentes nas situações em que produção seja inferior à demanda de energia
das cargas. Consequentemente num sistema no qual não se dispõe de injeção de energia elétrica na
rede foi necessário utilizar uma resistência de dissipação de energia, que atua quando a produção
de energia é superior ao consumo e o sistema de armazenamento encontra-se na sua carga máxima.
Figura 3.4: Sistema Híbrido Proposto
3.4 Sistema Fotovoltaico
Neste ponto, vão ser estudado alguns painéis comerciais com tecnologias diferentes, com in-
tuito de escolher qual se adapta melhor ao sistema proposto.
3.4.1 Escolha da Tecnologia de Painéis Fotovoltaicos
Como foi referido no estado da arte, existem várias tecnologias de células fotovoltaicas, pre-
sentes nos painéis. Depois da pesquisa efetuada, denota-se que a tecnologia preferencial por parte
dos fabricantes recai nos painéis de silício, podendo estes ser do tipo poli-cristalinos ou mono-
cristalinos. Foram estudados cinco painéis de fabricantes distintos.
Na tabela 3.1 os dados P-C e M-C, significam Poli-Cristalino e Mono-Cristalino, respetiva-
mente. Com base nos dados da tabela pode concluir-se que o Painel Canadian Solar CS6X-305M
é o que apresenta maior eficiência, tendo também a seu favor o preço por Watt(e/W). A garantia
deste é de 10 anos, ao nível do produto, e 25 anos para potência de saída, contando com a per-
centagem de eficiência que é perdido do painel ao longo do tempo, sendo esta de 95% a 97% no
primeiro ano e a 80% aos 25 anos. Com estes dados, esta é a melhor opção, como tal vai ser o que
vai ser utilizado como referência nesta dissertação.2http://solar-panels-review.toptenreviews.com/
3.5 Sistema Eólico 45
Tabela 3.1: Comparação de Painéis Fotovoltaicos
Fabricante Kyocera Canadian Solar Grape Solar Suntech SharpModelo KD315GX-LPB CS6X-305M GS-S-250-Fab5 STP-20/Wdb ND-250QCS
Tecnologia (silício) P-C M-C M-C M-C P-CWp 315 305 250 255 250
Dimensão (m2) 2,19 1,92 1,62 1,63 1,63Eficiência (%) 14,384 0,159 0,154 0,156 0,153e/W2 1,13 0,65 1,43 0,96 1,14
3.5 Sistema Eólico
Neste ponto, vai ser definido qual o aerogerador a aplicar no Sistema Eólico.
3.5.1 Escolha do Aerogerador
O aerogerador escolhido foi o ENAIR30. Esta escolha recai sobre o facto de este existir
presencialmente na FEUP. Além disto, este aerogerador é feito propositadamente para o autocon-
sumo. Além disto apresenta uma gama de funcionamento que se adapta à velocidade de ventos
que varia dos 2m/s aos 60m/s 3. Estas características são importantes já que se encontram dentro
da gama velocidades de vento que são apresentadas na localização do cliente.
3.6 Escolha do Sistema de Armazenamento
Tendo em conta o estudo das baterias, que se encontra no Capítulo 2, a escolha das baterias
vai ter como principal requisito o preço mais económico, visto que para a energia que é necessário
armazenar, estas podem representar um ponto de aumento de custos do projeto. Como tal, a esco-
lha para a tecnologia de baterias recai sobre as baterias de chumbo-ácido. A partir desta escolha,
foram analisadas três baterias. Foi definido que para cada ramo do sistema de armazenamento
a tensão teria de ser 150V. Para os cálculos da tabela 3.2, foi definido que seria necessário um
caso extremo, ou seja, um dia em que não haja irradiação nem vento, fazendo com que as baterias
tenham capacidade para fornecer energia, durante 1 dia.
Tabela 3.2: Comparação das Baterias Chumbo-Ácido
V Ah Preço (e) 4 No de BateriasPor Ramo
No DeRamos
PreçoTotal (e)
Trojan T-105 6 225 132 25 7 23679,33Trojan J305P-AC 6 330 241,12 25 5 29491,53
MK 8L16LTP FLA 6 435 275,44 25 4 25557,35
3www.enair.es
46 Sistema Híbrido Proposto com Base nos Dados do Cliente
Como se pode observar, a partir da tabela 3.2, o conjunto de baterias que fica mais barato é o
que se encontra composto pelas baterias Trojan T-105, sendo essas as que vão utilizadas para os
cálculos que sejam necessários fazer ao longo da dissertação.
3.7 Comparação dos Dados Do Consumidor com a Aplicação dasTecnologias escolhidas para o Sistema Hibrido
Depois da escolha das tecnologias a aplicar no sistema fotovoltaico e no sistema eólico, foi
feito um estudo em que se compara o consumo do cliente, antes e depois de ser aplicado. Segundo
os dados do cliente, este tem um consumo médio de 20,2kWh.
Segundo a alinea c), referente ao ponto 1 do Artigo 5.o, a potência instalada não pode ser
superior a duas vezes a potência de ligação. Apesar de não se saber qual o valor da potência
de ligação, esta deve ser superior à potência de consumo médio. Ainda assim, os valores para a
potência instalada não vão ultrapassar o dobro do valor da potência consumida média.
Com recurso ao SW Excel, foram compilados todos os dados do cliente e os dados obtidos do
SW PVsyst. Ao início, foi feita uma tabela que permite obter, com alteração do número de painéis
fotovoltaicos e turbinas eólicas, os valores diários de produção. A partir dos resultados obtidos,
foi feita a tabela de consumo do cliente juntamente com a aplicação da potência gerada a partir do
sistema híbrido.
Um dado a apontar, é que o painel fotovoltaico escolhido tem um preço de custo bastante
baixo, o que pode influenciar a escolha de um maior número de painéis no projeto. Como tal,
vão ser mostrados dois gráficos, um no qual se opta por ter uma maior número de painéis do que
no outro, sem nunca ultrapassar os 40,4kWh, que é o dobro da potência média de consumo do
cliente. Além disto, vai haver uma divisão entre os gráficos mostrados, no qual um se encontra
sem a aplicação do sistema de armazenamento e na outra parte já se encontra com o sistema de
armazenamento.
3.7.1 Influência do Número de Painéis Fotovoltaicos e Turbinas Eólicas Sem Sis-tema de Armazenamento
No primeiro exemplo, que vai ser mostrado, vamos ter um conjunto de 105 painéis e 5 turbinas
eólicas, o que implica uma potência instalada de 39,5kW, enquanto no segundo vamos ter 85
painéis fotovoltaicos e 10 turbinas eólicas, fazendo com que se tenha uma potência instalada de
40kWh.
Nos gráficos, da figura 3.5, quando a linha azul, que representa a diminuição do consumo, fica
com valores negativos, significa que foi produzida mais energia do que aquela que era necessária,
por sua vez, quando esta se encontra com valores positivos, quer dizer que o cliente tem que
recorrer à energia da rede para complementar a energia que se encontra em falta. Tendo isto em
conta e com base nos gráficos, pode concluir-se que o aumento do número de eólicas foi uma mais
4www.altestore.com
3.7 Comparação dos Dados Do Consumidor com a Aplicação das Tecnologias escolhidas para oSistema Hibrido 47
a) 105 painéis fotovoltaicos e 5 turbinas eólicas
b) 85 painéis fotovoltaico e 10 turbinas eólicas
Figura 3.5: Comparação Com o a Diminuição/Aumento do Número de Painéis em Relação aoNúmero de Turbinas Eólicas
valia em termos de energia produzida, visto que nos meses em que a irradiação é mais baixa, a
velocidade do vento tende a ser maior, isto para a localização em que se encontra o cliente. Visto
que a análise dos gráficos é um pouco complicada, já que se encontram muitos valores num espaço
pequeno, foi feita uma tabela que compara ambos, ao nível de preço de cada um dos conjuntos,
poupança anual e rentabilidade. É importante denotar, que para o valor de compra de energia à
rede foi utilizado o valor de 0,16e/kWh, que é o valor da tarifa com valor mais alto para tarifas
baixa tensão normal. Na realidade é possível que a faculdade pague mais por kWh, no entanto
este valor permite fazer as comparações pretendidas.
O consumo anual tem um valor de 14046,19e. Como tal, os valores referentes à poupança
anual e rentabilidade vão incidir sobre este valor, sendo que não foi levado em conta a inflação
do preço da energia elétrica, manutenção e desgaste dos componentes do sistema, sendo que as
tabelas servem apenas como mera observação do que o cliente pode contar com aplicação de cada
proposta. Além disto, para o valor da venda de energia excedente foi usado o valor 0,047e/kWh,
que a remuneração UPAC, ou seja, os 90% do valor e/kWh que se encontra no OMIE.
Com a tabela 3.3, pode concluir-se que o caso a), em que são utilizados 105 painéis e 5
turbinas eólicas, o cliente consegue obter o preço de investimento mais rápido. No entanto, se for
considerada a venda dos excedentes, a poupança anual é um pouco mais alta no caso b), em que é
utilizado 85 painéis fotovoltaicos e 10 eólicas. Para o cálculo da rentabilidade, não foi aplicada a
perda de eficiência dos componentes do sistema híbrido, assim como também não foi levado em
consideração a possível inflação do preço da eletricidade.
48 Sistema Híbrido Proposto com Base nos Dados do Cliente
Tabela 3.3: Comparação Com a Diminuição/Aumento do Número de Painéis em Relação ao Nú-mero de Turbinas Eólicas sem Sistema de Armazenamento
Poupança AnualSem Vendade Excedentes
Poupança AnualCom Vendade Excedentes
Investimento InicialRentabilidadeSem Venda deExcedentes (anos)
RentabilidadeCom Venda deExcedentes (anos)
a) 10 394,13 e 10 995,05 e 58 835,00 e 5,7 5,4b) 10 347,76 e 11 466,45 e 89 295,00 e 8,6 7,8
3.7.2 Influência do Número de Painéis Fotovoltaicos e Turbinas Eólicas Com Sis-tema de Armazenamento
Como foi visto anteriormente, existe várias alturas do ano em que é produzida energia ex-
cedente. Esta é vendida a um preço inferior de cerca três vezes. Como tal, o sistema de ar-
mazenamento pode ser vantajoso. Além disto, existe casos em que pode ser necessário pagar
compensações pela injeção de energia excedente na rede, ou seja, se o preço a que se vende a
energia excedente, se juntarmos as compensações pela injeção de excedentes, então vai haver uma
diminuição da remuneração da energia produzida e não consumida, o que faz com que o sistema
de armazenamento seja levado em conta.
Para este ponto, vai ser feito um estudo nas mesmas condições que o anterior, ou seja, vai
ser utilizado os mesmos dois casos, um no qual é utilizado 105 painéis fotovoltaicos e 5 turbinas
eólicas e outro em que é utilizado 85 painéis e 10 turbinas eólicas. O sistema de armazenamento
foi calculado para responder a um dia crítico, ou seja, um dia em que não há produção de energia,
sendo esta falha colmatada pelas baterias.
Por observação dos gráficos, representados na imagem 3.6, consegue-se que perceber que no
caso b) existe um maior uso das baterias, diminuindo as possíveis injeções na rede, caso esta
seja utilizada. Ou seja, o caso b) para o uso de baterias é mais aconselhável. Em semelhança
ao ponto anterior, a tabela 3.4 serve para comparar ambos os casos apresentados. E como se
pode observar, o caso a) consegue ser rentabilizado mais rapidamente, devendo-se isso ao baixo
custos dos painéis. Também se pode concluir, que o uso de baterias implica um aumento do
tempo necessário para o cliente rentabilizar o dinheiro investido. Contudo, no caso b) consegue-se
rentabilizar mais rapidamente o custo das baterias, visto que ao longo do ano tem-se situações
melhores de produção, já no caso de se aplicar um maior número de painéis, vamos ter uma menor
produção nos meses em que o consumo é mais elevado.
Tabela 3.4: Comparação Com a Diminuição/Aumento do Número de Painéis em Relação ao Nú-mero de Turbinas Eólicas sem Sistema de Armazenamento
Poupança AnualSem Venda de
Excedentes
Poupança AnualCom Venda de
ExcedentesInvestimento Inicial
RentabilidadeSem Venda de
Excedentes (anos)
RentabilidadeCom Venda de
Excedentes (anos)A) 10 912,28 e 11 406,03 e 82 514,33 e 7,6 7,2B) 11 457,46 e 12 238,15 e 112 974,33 e 9,8 9,2
3.7 Comparação dos Dados Do Consumidor com a Aplicação das Tecnologias escolhidas para oSistema Hibrido 49
a) 105 painéis fotovoltaicos e 5 turbinas eólicas
b) 85 painéis fotovoltaico e 10 turbinas eólicas
Figura 3.6: Comparação Com o a Diminuição/Aumento do Número de Painéis em Relação aoNúmero de Turbinas Eólicas
50 Sistema Híbrido Proposto com Base nos Dados do Cliente
Capítulo 4
Escolha Dos Algoritmos MPPT eConversores Para o Sistema Híbrido
Neste capitulo, vão ser analisados os algoritmos MPPT que vão ser implementados no Capítulo
5, tanto para o sistema fotovoltaico, como para o sistema eólico.
Além disso, vão ser escolhidos os conversores que fazem a interação entre cada subsistema
e o barramento DC principal, com o intuito de mostrar o seu dimensionamento e funcionamento,
antes das simulação com os sistemas todos em conjunto.
4.1 Escolha do MPPT a utilizar para Sistema Fotovoltaico
No Capitulo 2, foram descrito alguns algoritmos de funcionamento de MPPT. No artigo [14]
o MPPT INC apresenta uma velocidade mais rápida obtenção do MPP, apresentando também uma
potência gerada superior e em relação ao P&O, mesmo com alterações da irradiação. No artigo
[11] são comparados os valores de eficiência dos MPPT INC, P&O e CV, com a testes a variar a
irradiação. Também nestes a melhor performance pertence ao MPPT INC. A partir dos dados dos
artigos [14] e [11] vai ser escolhido o MPPT INC, por apresentar vantagens a nível de eficiência,
mas a motivo que também ganha relevância passa por este ter a possibilidade de ser adaptável a
qualquer painel, já que não depende de nenhuma característica destes. A dificuldade que vai ser
encontrada para implementação deste, está no passo que lhe vai permitir achar o MPP. A escolha
do passo influência diretamente a velocidade com que este faz a pesquisa do MPP, assim como
implica a precisão deste. Para uma precisão alta, a velocidade de convergência vai ser baixa, o
que vai implicar a diminuição da performance do MPPT para variações rápidas das condições de
irradiação solar.
4.2 Escolha do MPPT a utilizar para o Sistema Eólico
Para a escolha do MPPT a utilizar é preciso saber quais as vantagens e desvantagens dos vários
métodos apresentados. Para o TSR é necessário saber qual a velocidade do rotor e do vento no
51
52 Escolha Dos Algoritmos MPPT e Conversores Para o Sistema Híbrido
momento. Parecendo um método de fácil implementação é preciso ter conta que a medição do
velocidade do vento e da velocidade do rotor deve ser muito precisa. No caso do PSF é necessário
um conhecimento apriori da potência gerada pelo aerogerador para cada velocidade de vento, o
que deve ser feito com simulações ou testes experimentais. No caso do HCS não é necessário um
conhecimento prévio do aerogerador que vai ser utilizado, nem da medição velocidade do vento,
o que faz com que este seja uma boa possibilidade a utilizar [15]. Com base no artigo [13], onde é
feita a comparação dos três métodos, sendo os melhores resultados para o HCS. Como o controlo
do HCS é feito através da variação de passos. Como tal, é esperado, como no caso do método INC
dos painéis, que a maior dificuldade se encontre na escolha do tamanho do passo, a ser utilizado,
porque este influência a velocidade de pesquisa do MPP e a flutuação em torno do mesmo. Por
isso, torna este controlo um pouco mais complexo.
4.3 Conversor DC/DC
O trânsito de potências entre os sistemas geradores de potência e o barramento DC principal,
vai ser permitido através da utilização de um conversor elevador. O conversor elevador é uma mais
valia porque ambos os sistemas funcionam com tensões mais baixas que a do barramento. Além
disto, o controlo do conversor vai ser efetuado por cada respetivo algoritmo de MPPT. Além do
conversor elevador, vai ser aplicado um conversor abaixador entre o barramento DC principal e o
barramento secundário. Com os conversores escolhidos, foi realizado apriori o dimensionamento
dos componentes de cada um, como vai ser possível observar nos próximos pontos.
4.3.1 Conversor Elevador
O conversor elevador vai ser importante tanto para o sistema eólico como para o sistema foto-
voltaico. Como tal, é necessário saber os valores que vão ser usados para a bobina e o condensador,
sendo estes calculados através das seguintes equações[16]:
Lmin =Vin× (Vout −Vin)
4IL× fs×Vout(4.1)
4IL = (0.2−0.4)× Ioutmax×Vout
Vin(4.2)
Na equação 4.2, o parâmetro (0.2−0.4) não é uma subtração, mas sim um valor que se pode
assumir entre 0.2 e 0.4. Este valor representa uma estimação do ripple de corrente da bobina,
sendo este que este varia entre 20% e 40% da corrente de saída.
Coutmin =Ioutmax×δ
4Vout × fs(4.3)
Na imagem 4.1, está representado o circuito de conversor elevador, em malha aberta. Os
valores dos componentes que foram utilizados no PSIM, para o conversor elevador, estão em
concordância com os valores da eólica que foi escolhida para usar no sistema híbrido.
4.3 Conversor DC/DC 53
Figura 4.1: Conversor Elevador em malha aberta
Figura 4.2: Teste do Conversor Elevador - pormenorizado
Quando a eólica se encontra na sua velocidade nominal(250 RPM), esta apresenta uma po-
tência nominal de 1500 W. Para Vin foi assumido o valor de 220 V, que é o valor de tensão aos
terminais do aerogerador quando esta se encontra na sua potência nominal. O Vout tomou como
valor 350 V, que é o valor de tensão que vai ser utilizado para o barramento DC principal. Com es-
tes dados, δ toma o valor de 0.37, através da 2.27. Para a frequência de comutação dos transístores
foi assumido o valor de 10 kHz. Através das equações 4.1 e 4.3, são achados os valores mínimos
para a bobina e condensador, que neste caso são Lmin = 6mF e Coutmin = 23.1uH, assumindo o
4Vout de 2% e adotando um ripple de corrente na bobina de 20% do valor da corrente de saída. O
valor máximo da corrente de saída está diretamente relacionado com a potência que é gerada pelo
sistema eólico. Tendo isto em conta, se a potência é de 1500 W e Vout = 350V, então Iout = 4,26
A para uma carga de 82Ω. Consequentemente, se for assumido que Iout tenha um ripple de 2%,
então o Ioutmax = 4.35 A.
Com a imagem 4.2, temos a simulação do conversor. Pode-se concluir que os valores das ten-
sões e correntes estão dentro dos valores calculados, o que faz com que a bobina e o condensador
54 Escolha Dos Algoritmos MPPT e Conversores Para o Sistema Híbrido
estejam bem dimensionados. Também se percebe pelos gráficos de ID e IL que o conversor está a
trabalhar no modo contínuo, visto que quando começa a corrente a passar pelo diodo D, a bobina
não se encontra descarregada.
A imagem anterior mostrou apenas uma parte detalhada do funcionamento do conversor, na
imagem 4.3 temos a tensão de saída do conversor, em malha aberta. Como se pode observar, o
conversor demora pouco tempo a estabilizar a tensão nos 350 V.
Figura 4.3: Tensão de Saída do Conversor Elevador em Malha Aberta
4.3.2 Conversor Abaixador
Em semelhança com o conversor elevador, foi utilizado como frequência de comutação de
10 kHz. Os valores das bobinas e condensadores vão ser dimensionados a partir das seguintes
equações [17]:
Lmin =Vout × (Vin−Vout)
4IL× fs×Vin(4.4)
4IL = (0.2−0.4)× Ioutmax (4.5)
Coutmin =4IL
8×4Vout × fs(4.6)
A ligação entre o barramento DC principal e o barramento DC secundário é feita através do
conversor abaixador, exemplificado na imagem 4.4, que se encontra em malha aberta.
Foi decidido utilizar como tensão de saída do barramento secundário um Vout = 48 V. Como
o barramento DC principal se encontra a 350 V, então vamos ter uma razão cíclica de 0,14. Para
4Vout foi assumido uma variação de 1% de Vout , logo 4Vout = 0.48. Para 4IL assumiu-se que
este teria 20% da variação de Iout , portanto 4IL = 6.25. A partir da imagem 4.5 temos as ondas
que resultam do dimensionamento da bobina e condensador, aplicado ao conversor abaixador.
4.3 Conversor DC/DC 55
Figura 4.4: Conversor Abaixador em Malha Aberta
Através dos gráficos, representados na imagem 4.5, conclui-se que o os componentes foram
bem dimensionados, encontrado-se dentro dos valores especificados. Além disto, também se per-
cebe que o conversor se encontra a operar em modo contínuo, visto que a bobina não descarrega
completamente até que o díodo começa a conduzir novamente.
Figura 4.5: Teste do Conversor abaixador em malha aberta - pormenorizado
Na imagem anterior foi representado uma parte detalhada durante o tempo para se confirmar o
funcionamento do conversor abaixador. Na imagem 4.6 pode-se observar o tempo que o conversor
demora pouco tempo a estabilizar nos 48 V.
56 Escolha Dos Algoritmos MPPT e Conversores Para o Sistema Híbrido
Figura 4.6: Tensão de Saída do Conversor Abaixador em Malha Aberta
4.3.3 Conversor Bidirecional
A utilização do conversor bidirecional apresenta uma mais valia para o subsistema, a partir
do momento em que este vai ficar responsável pela ligação entre o barramento DC principal e as
baterias. Para a escolha da bobina a utilizar, foram utilizados os cálculos do conversor abaixador. A
bobina é calculada segundo o funcionamento do conversor abaixador, visto que neste as correntes
são mais elevadas [18].
Na imagem 4.7, está representado o conversor bidirecional de dois quadrantes, sendo esta
topologia escolhida, visto que é uma topologia simples de implementar e que apresenta um bom
desempenho. Como para esta dissertação o tema de estudo não é a aplicação de um sistema
de gerenciamento de baterias, esta parte foi simplificada. A simplificação desta parte passa por
representar o conjunto de baterias como um barramento, no qual a resistência utilizada representa
resistência interna da bateria e o condensador representa a capacidade do conjunto de baterias.
Para além disto, é importante ter em conta que o objetivo da utilização de um subsistema de
armazenamento passa por tentar manter a tensão do barramento DC principal estabilizada, ou
seja, quando este se encontre abaixo dos 350 V, estas injetam corrente no barramento, por sua
vez, quando o barramento se encontra acima dos 350 V as baterias devem fazer o uso da energia
excessiva para serem carregadas.
Figura 4.7: Conversor Bidirecional de Dois Quadrantes
4.3 Conversor DC/DC 57
Como foi dito anteriormente, o principal objetivo deste conversor é estabilizar a tensão em
350V no barramento principal, sendo o seu controlo baseado em PI’s, como pode ser visto na
imagem 4.8.
Figura 4.8: Controlo do Conversor Bidirecional
No primeiro bloco PI é gerado um erro de tensão, através da comparação do valor de tensão
do barramento, que se encontra do lado esquerdo da imagem, com o valor de referência. O erro de
tensão, que foi gerado a partir da diferença de tensões, é comparado com a corrente que se encontra
na bobina, sendo a partir desta diferença calculada a razão cíclica. Com o intuito de validar a
proposta apresentada, foi testado o controlo aplicando no primeiro condensador uma tensão inicial
de 300 V, enquanto que no barramento, que vai representar as baterias, este é inicializado com 150
V. Consequentemente espera-se que o condensador seja carregado até aos 350 V e depois estabilize
nesse valor. Também é importante referir que a bateria consegue descarregar a 10C e carrega no
máximo a 1C, o que implica que consiga injetar no máximo 100 A no barramento e que apenas
consiga efetuar a carga no máximo a 10 A, sendo estes dados aplicados no primeiro limitador, que
está responsável pelo erro da corrente.
Figura 4.9: Resultado do Conversor Bidirecional
Como se pode observar da imagem 4.9, o conjunto de baterias descarrega no máximo a 100
A e carrega no máximo a 10 A, como era esperado. Além disto, pode-se também observar que o
58 Escolha Dos Algoritmos MPPT e Conversores Para o Sistema Híbrido
controlo consegue que o barramento seja carregado e mantenha o seu valor estabilizado.
4.4 Conversor DC/AC Monofásico
Aplicação deste conversor no sistema deve-se à necessidade de satisfazer o consumo de energia
elétrica por partes de cargas AC do consumidor. Como tal, este conversor vai fazer a ponte entre
o barramento DC principal e as cargas AC. Neste caso vai ser utilizado um conversor de ponte
H monofásico e com uma modulação sinusoidal PWM. Na imagem 4.10, está presente o circuito
do conversor utilizado com o controlo do mesmo. Como existem várias técnicas de modulação
foi necessário escolher uma, sendo que a escolha recaiu sobre o método de modulação sinusoidal
PWM unipolar, visto que esta é de fácil implementação, apresentando um bom desempenho e por
ser um método de modulação que é largamente utilizado na indústria. Contudo, este apresenta
desvantagens ao nível de perdas de comutação, já que necessita comutar a frequências altas [9].
Em comparação com o método sinusoidal PWM bipolar, o unipolar apresenta melhores resultados,
visto que no método bipolar apenas existe dois estados de tensão á saída do conversor. Enquanto
que no unipolar, como existe duas ondas sinusoidais portadoras, desfasadas de 180o uma da outra,
é possível controlar os braços do conversor separadamente, acrescentados,assim, mais dois estados
de tensão nula, como possíveis saídas do conversor.
Figura 4.10: Conversor DC/AC em Ponte H com modulação PWM unipolar
Para este tipo de modulação existem dois métodos distintos, sendo eles: o índice de modulação
em amplitude e o índice de modulação em frequência. O método de modulação escolhido foi o
índice de modulação em amplitude, que faz a relação entre a amplitude da tensão AC e amplitude
da tensão DC, como é mostrado na equação seguinte:
ma =VAC
VDC(4.7)
Com a equação 4.7 obtemos o valor de 0,66 para o valor de índice de modulação. A frequência
da onda AC de saída é imposta pelas ondas sinusoidais portadoras, no qual foi aplicado uma
frequência de 50 Hz. O resultado deste valores podem ser confirmados na imagem 4.11.
4.4 Conversor DC/AC Monofásico 59
Figura 4.11: Simulação em PSIM do Conversor DC/AC Dimensionado
Com base na imagem 4.11, o máximo de amplitude que valor de tensão AC que se pode ter é
230 V, podendo este valor ser observado através da onda sinusoidal azul denominada "Vo1". Na
realidade, o que se encontra à saída é onda vermelha com a legenda "Vout".
60 Escolha Dos Algoritmos MPPT e Conversores Para o Sistema Híbrido
Capítulo 5
Simulação e Resultados do SistemaHíbrido Proposto
Para a simulação do sistema híbrido proposto foi utilizado o software PSIM, que vai permitir
fazer o desenvolvimento dos algoritmos MPPT escolhidos. Para cada um dos sistemas geradores,
eólico e fotovoltaico, vai ser simulado separadamente, com o intuito de facilitar a explicação dos
resultados obtidos, sendo posteriormente analisado a junção de ambos.
5.1 Implementação Do Sistema Eólico
O algoritmo MPPT implementado foi HCS, sendo a sua escolha justificada no capitulo ante-
rior. Na imagem 5.1 é demonstrado o sistema eólico implementado no software de PSIM.
Figura 5.1: Sistema Eólico em PSIM
Este sistema eólico é divido três subsistemas. O primeiro subsistema é o o conjunto turbina-
gerador, o segundo é o conversor AC/DC e o terceiro subsistema é constituído pelo soft-starter do
gerador.
61
62 Simulação e Resultados do Sistema Híbrido Proposto
5.1.1 Turbina-Aerogerador
O primeiro bloco que vai ser analisado é o conjunto turbina-gerador. Os dados que se tornam
relevantes para o estudo da simulação da turbina Enair30, são o número de polos, as rotações do
rotor à potência nominal e o controlo aerodinâmico que esta usa. Esta turbina está dotada de 24 po-
los, aos 1500Wnominal as suas rotações encontram-se às 250RPM, apresentando aos seus terminais
uma tensão de 220V. O controlo aerodinâmico desta eólica é efetuado através de controlo de passo
variável passivo, o que é conveniente no caso da simulação em PSIM, visto que este apresenta
um bloco de turbina é que é possível fazer o controlo da mesma a partir do controlo de passo. O
único inconveniente é que o modelo utilizado no PSIM não representa as características da turbina
escolhida. Apesar disto, como algoritmo HCS não necessita de informações características da
turbina, pode-se testar a aplicação do mesmo a este caso e ver o seu desempenho. Como foi dito
anteriormente, esta turbina está equipada com controlo de passo. Como tal, sempre que o valor da
potência nominal do gerador é ultrapassada, significa que a velocidade do vento está a aumentar,
para cima de valores pretendidos. Consequentemente o ângulo de ataque das pás da turbina devem
aumentar, com intuito de manter o aerogerador à potência nominal. Sendo assim, foi aplicado um
controlador PI, em que o erro provém da diferença entre a potência mecânica gerada e o valor de
potência nominal, como está representado na imagem 5.2.
Figura 5.2: Pitch Control e Potência Mecânica
Nesta imagem, também mostra o calculo da potência mecânica, que é dada pela equação
seguinte:
Pmec = ωrotor×Tmec (5.1)
Com recurso às ferramentas do PSIM, para se achar a potência mecânica que está a ser ge-
rada, são aplicados dois sensores, um de velocidade e um de binário, como é possível observar na
imagem 5.2. Para a solução a implementar, o sensor de binário não seria necessário, já que para
5.1 Implementação Do Sistema Eólico 63
o controlo HCS apenas se precisa de conhecer a potência elétrica que está ser gerada, sendo esta
medida através das tensões e correntes das fases do motor. Porém este é utilizado em simulação
para confirmar se o controlo está a ser efetuado corretamente. Além disto, o uso de um PMSG,
permite que seja estimado a velocidade e posição do rotor, visto que o PMSG tem como principal
característica o sincronismo das velocidades dos campos eletromagnéticos girantes do estator e do
rotor. Isto seria possível, caso se utilize um seguidor de fase de tensão, como por exemplo o Syn-
chronous Reference Frame Phase Locked Loop (SRF-PLL), conseguindo obter, assim, velocidade
do rotor. Apesar disto, este tipo de estimação da velocidade do rotor não foi utilizado.
5.1.2 Conversor AC/DC
No subsistema de conversão AC/DC, foi utilizado um conversor AC/DC, no qual foi aplicado
um retificador de onda completa monofásico não controlado, seguindo-se de um conversor eleva-
dor. A utilização do retificador deve-se à sua facilidade de implementação, do ponto de vista em
que não é necessário a utilização de uma malha de controlo para estes. Os componentes do conver-
sor elevador foram feitos em conformidade com o capítulo 4. Uma particularidade do conversor
em ponte H não controlado é injeção de harmónicos na corrente, o que implica a deformação da
forma de onda corrente. Com intuito de atenuar estes harmónicos foi utilizado um filtro LC, entre
o conversor de ponte H e conversor elevador.
5.1.3 Sistema Eólico implementado em PSIM
Para confirmar o funcionamento do algoritmo foi necessário arranjar uma série de dados para
simulação. Na imagem 5.3 temos a série de vento que vai ser utilizada para demonstrar o funcio-
namento do sistema. Nesta série, temos dois pontos interessantes para validação do sistema. Num
é a velocidade de variação dos pontos que vão ser medidos e por outro lado testar o funcionamento
do pitch control para pontos em que a potência ultrapasse o valor nominal de funcionamento do
aerogerador.
Figura 5.3: Serie de vento usada em PSIM
Na imagem 5.4 está representada pela linha vermelha a potencia mecânica, que está a sair
extraída pelo velocidade do vento, resultado da aplicação do algoritmo. A linha azul é o valor de
64 Simulação e Resultados do Sistema Híbrido Proposto
referência de potência que a turbina deve retirar do vento com a velocidade de vento que está a ser
medida, sendo esta potência de referencia calculada a partir dos dados característicos da turbina,
sendo importante denotar que este apenas serve como referência de comparação para validar o
algoritmo. Também se pode observar que, para um tempo muito curto de simulação, a turbina
eólica consegue alterar a sua velocidade muito rapidamente, o que na realidade não acontece. Isto
deve-se à utilização de um momento de inércia muito baixo nos valores da turbina-gerador, com
intuito de mostrar que o algoritmo MPPT consegue acompanhar as alterações que são provocadas
no sistema.
Figura 5.4: Potência Mecânica extraída do vento e Potencia de Referencia a azul
Através da imagem 5.5, percebe-se que o MPPT demora cerca de 0.27 segundos a encontrar o
MPP.
Figura 5.5: Tempo de Arranque do Aerogerador com Soft-Starter
Este demora pouco tempo a achar a o MPP porque é utilizada uma resistência de soft-starter,
que fica ativa enquanto que o barramento DC principal não se encontra totalmente carregado.
Além disto, as cargas só são alimentadas quando o barramento estiver carregado, o que faz com
que esta resistência de soft-starter seja a única carga aplicada ao gerador, permitindo que este
demore pouco tempo a entrar em funcionamento, permitindo, assim, achar mais eficazmente o
MPP. Na imagem 5.6, é demonstrado o tempo que demora o gerador a conseguir encontrar o MPP
5.1 Implementação Do Sistema Eólico 65
sem a resistencia de soft-starter. Como se pode observar, este demora quase o dobro do tempo
para conseguir ficar dentro dos valores de referência.
Figura 5.6: Tempo de Arranque do Aerogerador sem Soft-Starter
Outro fator importante de análise no arranque do sistema é o funcionamento da rotação da
turbina e a tensão que esta produz nos seus terminais. Na imagem 5.7, temos através da linha
vermelha a velocidade a que se encontra a turbina, enquanto que a azul se encontra a velocidade
de referência.
Figura 5.7: Comparação entre as Rotações Reais e Estimadas
Através da observação da imagem acima apresentada, percebe-se que as rotações não se en-
contram muito próximo dos valores de referência. Este facto deve-se ao tamanho do passo que foi
escolhido para o algoritmo MPPT ser muito pequeno, o que o torna mais preciso. O tamanho do
passo do algoritmo MPPT também tem implicações oa nível da variação do duty-cyle. Para passos
pequenos, o duty-cyle não apresenta varições muito altas, como é possível observar na imagem
5.8.
Figura 5.8: Duty-Cycle do Conversor Elevador
66 Simulação e Resultados do Sistema Híbrido Proposto
Tendo isto em consideração, as rotações da turbina apresentam variações muito baixas em
relação ao velocidade de referencia, visto que os pontos MPP são achados sem ter a que haver
grandes variações da velocidade da turbina.
Como se pode observar na imagem 5.4, quando a tensão chega aos 1500W esta tenta estabilizar
em torno desse valor. Isto só é possível devido à aplicação do pitch control, sendo a sua atuação
observável na figura 5.9. Apesar da malha de controlo do pitch control implementada ser de
baixa complexidade, esta apresenta o desempenho esperado, que é a limitação aerodinâmica da
velocidade da turbina, permitindo que esta trabalhe em torno da potencia nominal para velocidades
de vento superiores.
Figura 5.9: Atuação do Pitch Control
5.2 Implementação do Sistema Fotovoltaico
No capitulo 4, foram escolhidos quais os painéis fotovoltaicos e o método MPPT a utilizar.
De acordo com o sistema híbrido proposto, é apresentado, na imagem 5.10, o sistema fotovoltaico
implementado em PSIM. Em semelhança ao sistema do aerogerador, no ponto a seguir vai ser
analisado a aplicação do MPPT INC ao conversor.
Figura 5.10: Sistema Fotovoltaico Implementado em PSIM
5.2 Implementação do Sistema Fotovoltaico 67
5.2.1 Simulação do Sistema Fotovoltaico
Os primeiras simulações a serem analisadas no sistema fotovoltaico, vão ser as repostas a alte-
rações dos valores de irradiação, por parte do algoritmo MPPT. Como não foram arranjados dados
de irradiação resolveu-se fazer os testes ao algoritmo MPPT com variações rápidas da irradiação
através da aplicação de ondas quadradas com grandes quedas de irradiação muito altas, e varia-
ções mais lentas recorrendo a formas de ondas sinusoidais, com intuito de saber se o algoritmo
consegue seguir o MPP, quando este tem variações mais pequenas. As formas de ondas utilizadas
vão ser representadas de seguida, na imagen 5.11.
Figura 5.11: Série de Irradiação com Forma de Onda Sinusoidal e Quadrada
Para a primeira análise foi utilizada a série de irradiação com forma sinusoidal. Na imagem
5.12, a linha azul representa a potência de referência, que é utilizada para fazer a validação do
algoritmo MPPT INC. Enquanto que a vermelho se encontra a potência gerada do conjunto de
painéis fotovoltaicos com recurso ao algoritmo MPPT.
Figura 5.12: Seguimento do MPPT INC implementado em PSIM
Como se pode observar, o método INC pouco tempo demora a entrar em sincronismo com os
valores de referência, cerca de um 0.1 segundos, além disto este encontra-se estabilizado ao longo
do tempo. Isto permite concluir que os tamanhos do passos estão com os melhores valores, visto
que temos a precisão e ao mesmo tempo a velocidade de procura, que são os dois pontos fortes
deste método quando se encontra bem implementado.
68 Simulação e Resultados do Sistema Híbrido Proposto
Na imagem 5.13, está um bocado mais detalhada a curva da potência fotovoltaica gerada.
Nesta imagem percebe-se a resposta rápida do algoritmo, a variações de irradiação contínuas.
Figura 5.13: Seguimento do MPPT INC com mais detalhe
Para validar o método é preciso saber como este responde a variações bruscas de irradiação.
Como tal, vai ser utilizada nas próximas imagens a forma de onda quadrada apresentada anterior-
mente. Com essa onda obteve-se o seguinte gráfico de potência:
Figura 5.14: Resposta do Método INC a Variações Bruscas da Irradiação
Através da imagem 5.14 pode-se concluir que o algoritmo é rápido o suficiente para responder
a variações bruscas da irradiação, apresentando uma boa precisão para quando a irradiação se
encontra constante. É de notar que quando este sofre uma queda de irradiação, esta apresenta um
pico de potência. Já no caso de haver um aumento brusco de irradiação esta encontra rapidamente
o ponto de potência, sendo isto observável com mais detalhe na imagem 5.15.
Figura 5.15: Detalhe da Resposta do Método INC a Variações Bruscas de Irradiação
5.2 Implementação do Sistema Fotovoltaico 69
5.2.2 Simulação do Sistema de Armazenamento
Como já foi referido anteriormente, o sistema de armazenamento de energia ganha uma posi-
ção de relevo num sistema híbrido porque permite o aproveitamento do excesso de produção de
energia para o carregamento do armazenamento e podendo, em fases de produção mais baixas,
complementar a demanda de energia por parte das cargas. Nesta parte da simulação, vamos ter
em consideração a análise da tensão do barramento DC principal, isto é, verificar se a energia em
excesso é enviada para o barramento quando este se encontra abaixo dos 350V e o oposto, que
é o carregamento do sistema de armazenamento quando existe um défice de consumo perante a
produção de energia no momento.
a)
b)
Figura 5.16: a)Tensão do Barramento e do Sistema de Armazenamento e b)Relação entre a Potên-cia Gerada e Consumida
A partir da figura 5.16 no gráfico a), podemos observar, a partir da linha azul, a tensão no
barramento e, a partir da linha vermelha, a tensão nas baterias. No gráfico b), temos a linha
vermelha que nos mostra potência que está a ser gerada através do sistema eólico e do sistema
fotovoltaico, na linha azul temos a potência que está ser consumida pelas cargas aplicadas ao
sistema e na linha verde é representada a potência que é dissipada pela resistência de descarga
de energia excessiva. Através da observação de ambos os gráficos pode-se observar que potência
consumida só é ativada a partir de um certo tempo, aproximadamente 0.3 segundos. Isto deve-se
ao algoritmo utilizado, no qual só deixa que as cargas passem ao estado ativo quando o barramento
DC principal se encontre totalmente carregado.
Além disto, também se pode observar que enquanto que a potência gerada é superior à con-
sumida, é efetuado o carregamento das baterias. Um ponto que deve ser analisado com detalhe
é aquele em que no gráfico a potência gerada é inferior à potência consumida. Por observação,
70 Simulação e Resultados do Sistema Híbrido Proposto
percebe-se que o barramento DC principal se mantem constante, o ripple deve-se à corrente má-
xima que o conjunto de baterias consegue suportar para o seu carregamento, que neste caso são
10A, como se pode observar na figura 5.17.
a)
b)
Figura 5.17: a)Ripple de tensão no barramento b)Variação de Corrente no Conjunto de Baterias
Com a imagem 5.17, percebe-se que quando a corrente é negativa significa que o barramento
está a ser carregado, visto que este se encontra abaixo dos 350V. Por sua vez, quando a corrente é
positiva significa que as baterias estão a ser carregadas, o que implica que o barramento se encontre
superior aos 350V.
a)
b)
c)
Figura 5.18: a)Potencia Gerada em Relação à Potência Consumida b)Variação de Corrente noConjunto de Baterias c)Variação da Tensão no Barramento DC Principal
5.2 Implementação do Sistema Fotovoltaico 71
Com a figura 5.18, acima representada, observa-se que o sistema de armazenamento é o res-
ponsável por colmatar a falha de produção gerada pelos sistemas de geração de energia, o que faz
com que a energia pedida pelas cargas seja efetivada, permitindo o seu funcionamento. Como era
de esperar, a tensão do barramento acompanha inversamente a corrente nas baterias, isto é, quando
ultrapassa os 350V as baterias são carregadas, quando se observa o contrário estas descarregam.
Além destas simulações efetuadas, foi feito, a posteriori, um teste num ponto crítico de fun-
cionamento do sistema, no qual existe uma maior produção de energia do que aquela que está a
ser necessária e no qual o sistema de armazenamento já se encontra completamente carregado.
A melhor solução passaria pela aplicação de uma alteração dos algoritmos de controlo, alterando
os duty-cycles, tanto da turbina eólica como dos painéis fotovoltaicos, para valores em que a po-
tência produzida igualasse os valores da potência que estava a ser consumida. No entanto, isto
não foi aplicado, sendo utilizada uma resistência de dissipação de carga excessiva, que, não sendo
a melhor opção, consegue que o sistema se encontre estável neste ponto crítico, para efeitos de
simulação.
Figura 5.19: Relação entre a Tensão do Barramento DC principal com a Tensão do Sistema deArmazenamento e Potência Dissipada
Na imagem 5.19, a potência dissipada esta representada pela linha verde. Por observação,
percebe-se que a potência gerada, representada no primeiro gráfico com linha vermelha, é superior
à potência consumida pelas cargas. Consequentemente, é ativado o carregamento do sistema de
armazenamento. Como pode ser visto no gráfico em que se encontra as tensões do barramento
DC principal e do conjunto de baterias, percebe-se que ambos estão nos limites definidos, sendo
estes 350 V e 150 V respectivamente. Consequentemente toda a energia em excesso é consumida,
aquando da ativação da resistência de dissipação. A potência dissipada está representada pela linha
verde, o faz com que o sistema se encontre dentro dos valores estipulados.
72 Simulação e Resultados do Sistema Híbrido Proposto
Capítulo 6
Conclusões e Trabalho Futuro
6.1 Objetivos e Resultados
A partir das simulações obtidas, tanto no PSIM como no Excel, pode-se perceber que o sistema
de armazenamento é de facto uma proposta que se deve ter em conta na aplicação dos sistemas
híbridos para o autoconsumo, com intuito de tornar o sistema o mais independente da rede elétrica.
Contudo, a energia que é necessário armazenar é demasiado elevada, o que faz com que seja
necessário um número muito grande de baterias. Tendo isto em consideração, o uso de uma maior
quantidade de baterias iria aumentar o investimento inicial, que o cliente teria de fazer. Caso este
se quisesse tornar 100% independente da rede, o investimento poderia não ser retornável num
futuro próximo. Contudo, a utilização do sistema de armazenamento mostra-se muito útil, mesmo
dimensionado para apenas um dia crítico, visto que, com o sistema de armazenamento, o sistema
na integra consegue responder a falhas de produção ou, por sua vez, aproveitar a energia produzida
e que não é consumida, podendo ser utilizada posteriormente.
Além disto, também foi possível observar, que a injeção da energia excedente na rede não é tão
lucrativa como aparenta. Como tal, e tendo em consideração o que foi analisado anteriormente,
percebe-se que com o desenvolvimento das tecnologias dos sistemas de armazenamento e quando
estes se tornarem mais baratos para o consumidor, estes podem fazer a diferença na aplicação dos
sistemas híbridos de produção de energia.
Também se pode observar, a partir do capítulo 3, que o sistema híbrido que apresenta a melhor
sinergia entre todos os sistemas, é aquele em que é utilizado um maior número de aerogeradores.
O único senão, está presente no facto de que os aerogeradores apresentam um custo mais elevado
do que os painéis fotovoltaicos, mas no caso de se querer a maior independência, por parte da rede
elétrica, essa é a melhor opção.
No caso das simulações, todos os blocos que foram propostos, apresentaram bons resultados.
73
74 Conclusões e Trabalho Futuro
6.2 Trabalho Futuro
Para trabalho futuro, é importante frisar que o dimensionamento do número de painéis fotovol-
taicos, aerogeradores e baterias, foi proposto segundo a medição da potência de consumo diária.
Como tal, a análise do consumo em tempos mais curtos, podendo ser de uma hora ou 15 minutos,
poderá apresentar outros resultados e, talvez, com um custo mais baixo ao nível do número de
componentes necessários, como é caso das baterias a ser aplicadas.
Na parte das simulações em PSIM, mais precisamente o conversor AC/DC, aplicado ao gerador
eólico, existe um aumento do número de harmónicos injetados na corrente devido à utilização de
uma ponte retificadora não controlada. Como tal, deveria ser alterado, visto que a medição das
tensões e correntes são importantes para o algoritmo MPPT utilizado, tornando mais difícil a
afinação do passo que é dado, já que existe muitas variações das correntes e tensões medidas,
podendo ser este alterado por um conversor AC/DC transistorizado controlado sinusoidalmente.
Ainda dentro das simulações, a utilização de um modelo mais real da bateria poderia melhorar
o desempenho do sistema, ou torná-lo um pouco mais parecido com o que acontece realmente.
Por último, a implementação prática da proposta apresentada poderia ser uma mais valia, ao
nível da validação do sistema híbrido proposto.
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