TCC Fillipe e Gilberto Mod

UFPA UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARÁ

Metodologia para Projeto e Análise de Sistemas

Fotovoltaicos Conectados à Rede Elétrica de

Baixa Tensão e Avaliação de Desempenho de

um Sistema de 1,575 kWp

Fillipe Matos de Vasconcelos

Gilberto Figueiredo Pinto Filho

2º Semestre de 2009

UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARÁ

CAMPUS UNIVERSITÁRIO DO GUAMÁ

INSTITUTO DE TECNOLOGIA

BELÉM – PARÁ

ii

UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARÁ

INSTITUTO DE TECNOLOGIA

FACULDADE DE ENGENHARIA ELÉTRICA

Fillipe Matos de Vasconcelos

Gilberto Figueiredo Pinto Filho

Metodologia para Projeto e Análise de Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede

Elétrica de Baixa Tensão e Avaliação de Desempenho de um Sistema de 1,575 kWp

TRABALHO SUBMETIDO AO

COLEGIADO DO CURSO DE

ENGENHARIA ELÉTRICA PARA

OBTENÇÃO DO GRAU DE

ENGENHEIRO ELETRICISTA.

Belém - PA

2010

iii

Metodologia para Projeto e Análise de Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede

Elétrica de Baixa Tensão e Avaliação de Desempenho de um Sistema de 1,575 kWp

Este trabalho foi julgado em 18/01/2010 adequado para obtenção do Grau de

Engenheiro Eletricista e aprovado na sua forma final pela banca examinadora que

atribuiu o conceito EXCELENTE.

__________________________________________

Prof. Dr. Wilson Negrão Macêdo

ORIENTADOR

__________________________________________

Dr. Marcos André Barros Galhardo

CO-ORIENTADOR

__________________________________________

Prof. Dr.-Ing. João Tavares Pinho

MEMBRO DA BANCA EXAMINADORA

__________________________________________

Prof. Msc. Edinaldo José da Silva Pereira


__________________________________________

Prof. Msc. Raimundo Rosemiro Pamplona Ribeiro


__________________________________________

Prof. Msc. Ronaldo Nonato Silva Lima

DIRETOR DA FACULDADE DE ENGENHARIA ELÉTRICA

BELÉM - PA

2010

iv

AGRADECIMENTOS (FILLIPE)

Agradeço a Deus por ter me dado forças durante todos os momentos de minha

vida, principalmente nos de fraqueza.

Aos meus pais, Ângela e Ozimar, pelo amor e educação que me deram sem medir

esforços.

Aos meus irmãos, Diego e Fábio, pelo incentivo e apoio dados.

A todos os meus amigos, pelos momentos compartilhados, felizes ou tristes,

mostrando amizade sincera; em especial o Gilberto, meu parceiro de trabalho de

conclusão do curso, Diego, Aimé, Saulo, André, Alex, Heliana, Kellen, Luciana,

Marcelo, Alina, Junior, João, Luis, Hallan, Claudomiro, Keila, Chico, Thiago, Daniel,

Lucas, Renato, Hélio, Max, Sílvio, Gabriela e Edinaldo.

Aos Drs. Wilson Negrão, Marcos Galhardo e João Tavares Pinho, e aos Msc.

Edinaldo Pereira e Rosemiro Pamplona, pelos ensinamentos que me proporcionaram

durante o meu curso de graduação e pela amizade desenvolvida ao longo desses cinco

anos, auxiliando no meu desenvolvimento profissional.

v

AGRADECIMENTOS (GILBERTO)

A Deus, por engrandecer a existência da raça humana.

Aos meus avós Regina e Carlos Octávio, por me acolherem durante a graduação e

serem verdadeiros pais para mim.

Aos meus pais, Mariléa e Gilberto, pelos ensinamentos e por me mostrarem que o

amor está acima de tudo.

À minha namorada, Kamilla, por ser simplesmente tudo em minha vida.

Ao Fillipe, pelos conhecimentos compartilhados durante os anos de graduação e,

principalmente, no período de elaboração deste trabalho.

Aos meus amigos de universidade, pelos momentos compartilhados durante esses

cinco anos, em especial, Alex, Aimé, Francisco (Chico), João Alberto (Queixo),

Marcelo, Confúcio, Raimundo Marcos, Gledson (Castanhal), Emerson, Jallyson (Zaca),

Rodrigo (Toquinho), Fabrício, Danilo, Lion e Sávio.

Aos companheiros de GEDAE, Luciana, Heliana, Kellen, Renato, Daniel, Keila,

Max, Claudomiro, Luis, Thiago, Lucas e Murilo.

Aos Drs. Wilson Macêdo, Marcos Galhardo e João Pinho; e aos Mscs. Edinaldo

Pereira e Rosemiro Pamplona, pelas orientações e ensinamentos no período da

graduação, que levarei durante toda a minha vida profissional.

vi

SUMÁRIO

LISTA DE FIGURAS ..................................................................................................... X

LISTA DE TABELAS ................................................................................................. XV

RESUMO .................................................................................................................... XVI

ABSTRACT ............................................................................................................... XIX

INTRODUÇÃO .............................................................................................................. 1

CAPÍTULO 1 – ENERGIA SOLAR E SISTEMAS FOTOVOLTAICOS ............... 3

1.1. Conversão fotovoltaica.................................................................................3

1.1.1. O efeito fotovoltaico.....................................................................................3

1.2. Tecnologias convencionais no mercado de células fotovoltaicas................5

1.3. Características elétricas da célula FV...........................................................9

1.3.1. Circuito equivalente ideal.............................................................................9

1.3.2. Curva IxV (corrente versus tensão) e ponto de máxima potência..............11

1.3.3 Fatores que modificam as características elétricas da célula.....................13

1.3.4. Eficiência de conversão (η)........................................................................15

1.4. Gerador fotovoltaico..................................................................................16

1.4.1. Configuração de geradores FV...................................................................16

1.5. Sistemas fotovoltaicos (SFV).....................................................................19

1.5.1. Sistema fotovoltaico autônomo ou isolado................................................19

1.5.2. Sistema fotovoltaico conectado à rede (SFCR) ou interligado..................20

1.6. Formas de integração à arquitetura............................................................23

1.6.1. Integração no telhado................................................................................24

1.6.2. Integração na fachada................................................................................27

1.7. Formas de conexão à rede elétrica.............................................................29

1.8. Regulamentação e incentivos para SFCR no Brasil...................................32

CAPÍTULO 2 – INVERSORES DE SFCR ................................................................ 36

2.1. Características técnicas .............................................................................. 36

vii

2.1.1. Circuitos equivalentes, tipos de chaveamento e classificações .................. 36

2.1.2. Seguimento do ponto de máxima potência ................................................ 43

2.1.3. Eficiência de conversão .............................................................................. 52

2.2. Características operacionais ....................................................................... 55

2.2.1 Atenuação das oscilações ........................................................................... 55

2.2.2. Injeção de componentes CC ....................................................................... 56

2.2.3. Emissões eletromagnéticas ......................................................................... 56

2.2.4. Geração de harmônicos .............................................................................. 57

2.2.5. Operação ilhada e critérios para conexão ................................................... 59

2.3. Topologias de inversores de SFCR ............................................................ 61

2.3.1 Evolução histórica dos inversores de SFCR .............................................. 62

2.3.2. Estágios de processamento da energia ....................................................... 64

2.3.3. Localização do capacitor ............................................................................ 65

2.3.4. Existência ou não de transformador ........................................................... 66

CAPÍTULO 3 – MODELAMENTO DE SFCR ......................................................... 70

3.1. Modelo geral para a célula FV ................................................................... 70

3.2. Revisão bibliográfica .................................................................................. 72

3.3. Modelo simplificado de Gow e Manning ................................................... 73

3.3.1. Variação dos parâmetros (n, H, Tc, RS, RSh) do modelo FV e o

comportamento da curva I-V e da curva P-V .......................................................... 76

3.3.1.1. Fator de idealidade do diodo, n .................................................................. 80

3.3.1.2. Irradiância no plano do gerador, H ............................................................. 82

3.3.1.3. Temperatura de costa de célula, Tc ............................................................. 83

3.3.1.4 Resistência série, Rs .................................................................................... 85

3.3.1.5. Resistência paralelo ou shunt, Rsh .............................................................. 87

3.4. Modelo de 4 parâmetros da célula ou módulo fotovoltaico ....................... 89

3.4.1. Modelo de 4 parâmetros para geradores FV .............................................. 93

viii

3.5. Inversor ....................................................................................................... 94

3.5.1. Introdução ................................................................................................... 94

3.5.2. Parâmetros característicos de desempenho do sistema FV ........................ 94

3.5.2.1. Fator de capacidade (FC) ........................................................................... 94

3.5.2.2. Energia específica (EE) .............................................................................. 95

3.5.2.3. Produtividade do sistema (YF) ................................................................... 95

3.5.2.4. Rendimento Global (Performance Ratio – PR) ......................................... 96

3.5.3. Modelo de eficiência de conversão do inversor ......................................... 96

3.5.3.1. Potência de saída e eficiência do inversor .................................................. 97

3.6. Dimensionamento de Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede

(SFCR) .................................................................................................................... 99

3.7. Simulações e resultados ............................................................................. 99

3.7.1 Simulações para os modelos de módulos / geradores FV .......................... 99

3.7.1.1 Avaliação do modelo simplificado de Gow e Manning ........................... 101

3.7.1.2. Avaliação do modelo de 4 parâmetros ..................................................... 103

3.7.1.3. Estudo comparativo entre os modelos apresentados ................................ 105

3.7.2. Simulações para o modelo de eficiência de conversão do inversor ......... 111

3.7.2.1. Interface para o modelo de eficiência de conversão do inversor ............. 119

CAPÍTULO 4 – EXPERIÊNCIA E AVALIAÇÃO DO SFCR DO GEDAE ........ 121

4.1. Introdução ................................................................................................. 121

4.2. Descrição do SFCR .................................................................................. 122

4.3. Etapas de instalação ................................................................................. 123

4.4. Descrição do inversor ............................................................................... 126

4.5. Descrição do sistema preliminar de aquisição e visualização de dados ... 127

4.6. Desenvolvimento de um sistema de aquisição de dados .......................... 128

4.6.1. Confecção do hardware .......................................................................... 129

4.6.2. Programa computacional para monitoração de uma edificação eficiente..135

ix

4.6.2.1. Monitoração do SFCR do GEDAE .......................................................... 136

4.6.3. Instalação do sistema de aquisição de dados ............................................ 138

4.6.4. Validação do sistema de aquisição de dados instalado ............................ 139

4.7. Caracterização de geradores FV ............................................................... 141

4.7.1 Carga Capacitiva ...................................................................................... 141

4.7.2. Osciloscópio digital .................................................................................. 145

4.7.3. Programa computacional para a caracterização de geradores FV e

extrapolação para o STC ........................................................................................ 146

4.7.4. Procedimentos para a caracterização de geradores FV ........................... 149

4.7.4.1. Carga Capacitiva ...................................................................................... 149

4.7.4.2. Osciloscópio digital (FLUKE 199c) ........................................................ 150

4.7.4.3. Programa computacional em ambiente LabView .................................... 152

4.7.5. Caracterização do gerador FV de 1,575 kWp .......................................... 154

4.8. Dados Operacionais .................................................................................. 157

CONCLUSÕES ........................................................................................................... 165

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ..................................................................... 167

ANEXOS ..................................................................................................................... 174

x

LISTA DE FIGURAS

FIGURA 1.1 - JUNÇÃO PN COM DETALHE DA REGIÃO DE DEPLEÇÃO .............................................................. 4

FIGURA 1.2 – REPRESENTAÇÃO DO EFEITO FV.. ........................................................................................... 5

FIGURA 1.3 – JUNÇÃO DAS CÉLULAS DE SILÍCIO AMORFO. ............................................................................ 6

FIGURA 1.4 – ESPECTROS DA RADIAÇÃO SOLAR ........................................................................................... 8

FIGURA 1.5 – SENSIBILIDADE ESPECTRAL EM FUNÇÃO DO COMPRIMENTO DE ONDA [2] ............................... 8

FIGURA 1.6 – REPRESENTAÇÃO DA JUNÇÃO PN DA CÉLULA FV .................................................................... 9

FIGURA 1.7 – COMPARAÇÃO ENTRE A CURVA DO DIODO E DA CÉLULA FV [6] ........................................... 10

FIGURA 1.8 – CIRCUITO EQUIVALENTE IDEAL DA CÉLULA FV .................................................................... 11

FIGURA 1.9 – CURVA IXV E CURVA DE POTÊNCIA DA CÉLULA FV .............................................................. 12

FIGURA 1.10 – VARIAÇÃO DE VOC E ISC COM A RADIAÇÃO SOLAR [2] .......................................................... 13

FIGURA 1.11 – CURVAS IXV PARA VÁRIOS NÍVEIS DE IRRADIÂNCIA[3] ...................................................... 14

FIGURA 1.12 – CURVAS IXV PARA VÁRIOS NÍVEIS DE TEMPERATURA [3] ................................................... 15

FIGURA 1.13 – VALORES DE EFICIÊNCIA AO LONGO DOS SÉCULOS XX E XXI (FONTE: ARQUIVO GCEP) .. 16

FIGURA 1.14 – TECNOLOGIAS DE MÓDULOS DE SILÍCIO. ............................................................................. 17

FIGURA 1.15 – GERADOR FV DE FILME FINO (FONTE: ARQUIVO LABSOLAR/UFSC) .............................. 18

FIGURA 1.16 - CONEXÃO SÉRIE DE MÓDULOS FV. ...................................................................................... 18

FIGURA 1.17 – CONFIGURAÇÕES DE SFV AUTÔNOMOS .............................................................................. 20

FIGURA 1.18 – PARQUE FOTOVOLTAICO DE OLMEDILLA (ESPANHA) [61] .................................................. 21

FIGURA 1.19 – SFCR UTILIZADO EM UMA MINIRREDE ISOLADA ................................................................. 22

FIGURA 1.20 – EXEMPLO DE UM SFCR RESIDENCIAL ................................................................................. 23

FIGURA 1.21 – DETALHE DA ESTRUTURA DO GERADOR FV ........................................................................ 24

FIGURA 1.22 – SFCR INTEGRADO AO TELHADO [2] .................................................................................... 25

FIGURA 1.23 – SFCR INTEGRADO AO TERRAÇO DE UMA EDIFICAÇÃO [2] ................................................... 26

FIGURA 1.24 – SFCR INTEGRADO SEM ESTRUTURAS DE SUSTENTAÇÃO [2]. ............................................... 27

FIGURA 1.25 – SFCR COM UTILIZAÇÃO DE TELHAS FV [2] ........................................................................ 27

FIGURA 1.26 – SFCR INTEGRADO À FACHADA DE UMA EDIFICAÇÃO [59]................................................... 28

FIGURA 1.27 – PONTO DE CONEXÃO IDEAL DO SFCR ................................................................................. 30

FIGURA 1.28 – CONFIGURAÇÃO DO SFCR EM LOCALIDADES SEM INCENTIVOS. ......................................... 31

FIGURA 1.29 – CONFIGURAÇÃO DE SFCR EM LOCALIDADES COM INCENTIVO AO EXCEDENTE ................... 31

FIGURA 1.30 – CONFIGURAÇÃO DE SFCR COM INCENTIVO A TODA ENERGIA GERADA ............................... 32

FIGURA 2.1 – CIRCUITOS EQUIVALENTES DOS INVERSORES ........................................................................ 37

FIGURA 2.2 – FORMAS DE ONDA NA SAÍDA EM DIFERENTES TIPOS DE CHAVEAMENTO. ............................... 38

FIGURA 2.3 – CURVAS DE POTÊNCIA DE GERADORES FV [9]. ..................................................................... 39

FIGURA 2.4 – CIRCUITO DE UM INVERSOR CSI [19] .................................................................................... 40

FIGURA 2.5 – FATOR DE POTÊNCIA E THD EM FUNÇÃO DA POTÊNCIA GERADA [57]. .................................. 41

FIGURA 2.6 – CIRCUITO AUXILIAR PARA O DESLIGAMENTO DO TIRISTOR. .................................................. 42

FIGURA 2.7 – COMPARAÇÃO ENTRE POTÊNCIA MEDIDA E GERADA EM DIA DE CÉU NUBLADO .................... 44

FIGURA 2.8 - COMPARAÇÃO ENTRE POTÊNCIA MEDIDA E GERADA EM DIA DE CÉU CLARO. ......................... 45

FIGURA 2.9 – EFICIÊNCIA DO SPMP PARA O DIA 17/01/2006. .................................................................... 45

xi

FIGURA 2.10 – MÉTODO DA TENSÃO CONSTANTE. ...................................................................................... 47

FIGURA 2.11 – MÉTODO DO PULSO DE CURTO-CIRCUITO. ........................................................................... 47

FIGURA 2.12 – MÉTODO DA TENSÃO DE CIRCUITO ABERTO ........................................................................ 48

FIGURA 2.13 – MÉTODO DA CONDUTÂNCIA INCREMENTAL. ....................................................................... 49

FIGURA 2.14 – MÉTODO DA TEMPERATURA................................................................................................ 49

FIGURA 2.15 – MÉTODO P & O [25] ........................................................................................................... 50

FIGURA 2.16 – SITUAÇÕES DISTINTAS PARA O SPMP ................................................................................. 52

FIGURA 2.17 – DIAGRAMA ESQUEMÁTICO DE UM SFCR ............................................................................ 53

FIGURA 2.18 – CURVA CARACTERÍSTICA DO INVERSOR. ............................................................................. 54

FIGURA 2.19 – EVOLUÇÃO HISTÓRICA DOS INVERSORES DE SFCR. ............................................................ 62

FIGURA 2.20 – ESTÁGIOS DE PROCESSAMENTO DO INVERSOR .................................................................... 64

FIGURA 2.21 – DIFERENTES LOCALIZAÇÕES PARA O CAPACITOR. ............................................................... 65

FIGURA 2.22 – TOPOLOGIA DE INVERSORES QUANTO À PRESENÇA DE TRANSFORMADOR ........................... 66

FIGURA 2.23 – CIRCUITO DE UM INVERSOR MULTI-STRING COM TRAFO DE ALTA FREQUÊNCIA [20] ............ 67

FIGURA 2.24 – INVERSOR SEM TRANSFORMADOR [9] ................................................................................. 68

FIGURA 2.25 – TOPOLOGIA DE KARSCHNY PARA INVERSORES SEM TRANSFORMADOR [36]. ...................... 69

FIGURA 2.26 – TOPOLOGIA H5 PARA INVERSORES SEM TRANSFORMADOR [36] .......................................... 69

FIGURA 3.1 – DIAGRAMA DO CIRCUITO ELÉTRICO DE UMA CÉLULA FOTOVOLTAICA. ................................. 73

FIGURA 3.2 – CURVA I-V E CURVA P-V NAS STC PARA O MÓDULO FOTOVOLTAICO MSX-77, CUJOS

VALORES CALCULADOS SÃO: , E . ...................... 77

FIGURA 3.3 - CURVA I-V PARA O MÓDULO MSX-77, A 1000 W/M² E 25ºC, VARIANDO OS VALORES DE N DE

1,00; 1,25; 1,50; 1,75 E 2,00 .............................................................................................................. 81

FIGURA 3.4 – CURVA P-V PARA O MÓDULO MSX-77, A 1000 W/M² E 25ºC, VARIANDO OS VALORES DE N DE

1,00; 1,25; 1,50; 1,75 E 2,00 .............................................................................................................. 81

FIGURA 3.5 – CURVA I-V PARA O MÓDULO MSX-77, A 25ºC, N = 1, VARIANDO OS VALORES DE SP PARA

0,25; 0,50; 0,75 E 1,00. ...................................................................................................................... 82

FIGURA 3.6 – CURVA P-V PARA O MÓDULO MSX-77, A 25ºC, N = 1, VARIANDO OS VALORES DE SP PARA

0,25; 0,50; 0,75 E 1,00. ...................................................................................................................... 83

FIGURA 3.7 – CURVA I-V PARA O MÓDULO MSX-77, A 1000 W/M², N = 1, VARIANDO OS VALORES DE

TEMPERATURA DA JUNÇÃO P-N PARA 0 ºC; 25 ºC; 50 ºC E 75 ºC. ........................................................ 84

FIGURA 3.8 – CURVA P-V PARA O MÓDULO MSX-77, A 1000 W/M² , N = 1, VARIANDO OS VALORES DE

TEMPERATURA DA JUNÇÃO P-N PARA 0 ºC; 25 ºC; 50 ºC E 75 ºC. ........................................................ 85

FIGURA 3.9 – CURVA I-V PARA O MÓDULO MSX-77, A 1000 W/M², N = 1, A 25 ºC, VARIANDO OS VALORES

DE RESISTÊNCIA SÉRIE (RS) PARA 0 Ω; 10 MΩ E 20 MΩ. .................................................................... 86

FIGURA 3.10 – CURVA P-V PARA O MÓDULO MSX-77, A 1000 W/M², N = 1, A 25 ºC, VARIANDO OS

VALORES DE RESISTÊNCIA SÉRIE (RS) PARA 0 Ω; 10 MΩ E 20 MΩ. ..................................................... 87

FIGURA 3.11 – CURVA I-V PARA O MÓDULO MSX-77, A 1000 W/M², A 25 ºC, VARIANDO OS VALORES DE

RESISTÊNCIA SHUNT (RSH) PARA INFINITO; 500 Ω, 100 Ω E 10 Ω. ...................................................... 88

FIGURA 3.12 – CURVA P-V PARA O MÓDULO MSX-77, A 1000 W/M², A 25 ºC, VARIANDO OS VALORES DE

RESISTÊNCIA SHUNT (RSH) PARA INFINITO; 500 Ω, 100 Ω E 10 Ω. ...................................................... 88

xii

FIGURA 3.13 – CIRCUITO ELÉTRICO EQUIVALENTE DE UM GERADOR FV [37]. ........................................... 89

FIGURA 3.14 – INTERFACE DO PROGRAMA TECHDIG VERSION 1.1B. ......................................................... 101

FIGURA 3.15 – MÉTODO DE GOW E MANNING. COMPARAÇÃO DAS CURVAS CALCULADAS COM AS DO

FABRICANTE NA CONDIÇÃO DE 1000 W/M² PARA O MÓDULO MSX-77. ........................................... 101




FABRICANTE PARA O MÓDULO SP75 ................................................................................................ 102

FIGURA 3.18 – MÉTODO DE 4 PARÂMETROS. COMPARAÇÃO DAS CURVAS CALCULADAS COM AS DO



FABRICANTE NA CONDIÇÃO DE 1000 W/M² PARA O MÓDULO MSX-83 ............................................ 104


FABRICANTE PARA O MÓDULO SP75. ............................................................................................... 105

FIGURA 3.21 – CURVA I-V NAS STC PARA AS COMBINAÇÕES NSG = 1:2 E NPG = 1:2 UTILIZANDO O

MÓDULO FOTOVOLTAICO MSX-77. ................................................................................................. 108

FIGURA 3.22 – CURVA I-V E CURVA P-V NAS STC PARA UM GERADOR FOTOVOLTAICO EM ÚNICO ARRANJO

COMPOSTO DE 21 MÓDULOS EM SÉRIE SP75, CUJOS VALORES CALCULADOS SÃO: ,

E . ....................................................................................... 109

FIGURA 3.23 – MÓDULO IS230 (FONTE: CATÁLOGO DO FABRICANTE SIEMENS). ..................................... 111

FIGURA 3.24 – INVERSOR SB 7000US (FONTE: CATÁLOGO DO FABRICANTE SMA) ................................ 112

FIGURA 3.25 – CURVA DE EFICIÊNCIA DO INVERSOR SB 7000US (FONTE: CATÁLOGO DO FABRICANTE

SMA). ............................................................................................................................................. 113

FIGURA 3.26 – TABELA QUE INDICA POTÊNCIA NOMINAL E MÁXIMA ADMISSÍVEL DO INVERSOR, E AS

RESPECTIVAS EFICIÊNCIAS QUANDO OPERANDO EM 10, 50 E 100% DA POTÊNCIA NOMINAL PARA OS

INVERSORES SMC 11000TL E SB 7000US (FONTE: CATÁLOGO DO FABRICANTE SMA). ............... 113

FIGURA 3.27 – TABELA DE DADOS MEDIDOS NO AEROPORTO DE BELÉM, CONTEMPLANDO TEMPERATURA

AMBIENTE, IRRADIÂNCIA NO PLANO HORIZONTAL E IRRADIÂNCIA NO PLANO A 10º DE INCLINAÇÃO EM

RELAÇÃO À HORIZONTAL ................................................................................................................. 114

FIGURA 3.28 – MODELO SMA SB5000TL-20 MOSTRANDO ATRAVÉS DE UMA IMAGEM TERMOGRÁFICA OS

VALORES DE TEMPERATURA DOS COMPONENTES INTERNOS. O ELEMENTO MAIS QUENTE ESTAVA A

63,7ºC (FONTE: PHOTON INTERNATIONAL. THE PHOTOVOLTAIC MAGAZINE. EDIÇÃO DE MAIO DE 2009.

........................................................................................................................................................ 115

FIGURA 3.29 – EFICIÊNCIA MÉDIA ANUAL DO INVERSOR EM FUNÇÃO DO FDI PARA AS CONDIÇÕES DE

BELÉM. ............................................................................................................................................ 116

FIGURA 3.30 – PRODUTIVIDADE ANUAL DO SFCR EM FUNÇÃO DO FDI PARA AS CONDIÇÕES DE BELÉM.

........................................................................................................................................................ 116

FIGURA 3.31 – INTERFACE DO PRIMEIRO PROGRAMA DESENVOLVIDO NA FERRAMENTA GUIDE DO

MATLAB. ...................................................................................................................................... 119

xiii

FIGURA 3.32 – INTERFACE DO SEGUNDO PROGRAMA DESENVOLVIDO NA FERRAMENTA GUIDE DO

MATLAB. ...................................................................................................................................... 120

FIGURA 4.1 – INCORPORAÇÃO DOS MÓDULOS FOTOVOLTAICOS NA EDIFICAÇÃO [67]. .............................. 121

FIGURA 4.2 - VISTA DO 1º SFCR DA REGIÃO AMAZÔNICA, INTEGRADO À EDIFICAÇÃO DO GEDAE. ........ 122

FIGURA 4.3 – DIAGRAMA UNIFILAR DE CONEXÕES DO SFCR. .................................................................. 123

FIGURA 4.4 - DETALHE DE FIXAÇÃO DOS PÉS E DA ESTRUTURA INFERIOR................................................. 123

FIGURA 4.5 – ILUSTRAÇÃO DO TELHADO COM A ESTRUTURA DE FIXAÇÃO DOS MÓDULOS FV .................. 124

FIGURA 4.6 – VISTA INFERIOR DE UM DOS GRUPOS CONTENDO 3 MÓDULOS. ............................................ 125

FIGURA 4.7 – DETALHE DO CONECTOR QUE INTERLIGA CADA GRUPO DE MÓDULOS. ................................ 125

FIGURA 4.8 - INSTALAÇÃO DO GERADOR FOTOVOLTAICO. ........................................................................ 125

FIGURA 4.9 – DETALHE DO DISPLAY DO INVERSOR. .................................................................................. 126

FIGURA 4.10 – INVERSOR DO SFCR ......................................................................................................... 127

FIGURA 4.11 – EQUIPAMENTOS DE MEDIÇÃO E AQUISIÇÃO DE DADOS. ..................................................... 128

FIGURA 4.12 – DIAGRAMA REPRESENTATIVO DO SISTEMA DE AQUISIÇÃO DE DADOS DESENVOLVIDO. ..... 128

FIGURA 4.13 – TRANSDUTOR DE TENSÃO LV 25-P DA LEM (FONTE: FARNELL.COM). ............................. 129

FIGURA 4.14 – DIAGRAMA DE CONEXÕES DO TRANSDUTOR DE TENSÃO LV 25-P DA LEM (FONTE:

DATASHEET DO FABRICANTE). .......................................................................................................... 130

FIGURA 4.15 – TRANSDUTOR DE CORRENTE HAL 50-S DA LEM (FONTE: FARNELL.COM). ...................... 130

FIGURA 4.16 – VISÃO FRONTAL DO TRANSDUTOR DE CORRENTE HAL 50-S DA LEM (FONTE: DATASHEET

DO FABRICANTE. .............................................................................................................................. 131

FIGURA 4.17 – MÓDULOS QUE COMPÕEM O NOVO SISTEMA DE AQUISIÇÃO DE DADOS DO GEDAE/UFPA.

........................................................................................................................................................ 132

FIGURA 4.18 - ESQUEMA REPRESENTATIVO DAS LIGAÇÕES PARA LEVANTAMENTO DAS CURVAS DOS

TRANSDUTORES DE TENSÃO E DE CORRENTE CC. ............................................................................ 133

FIGURA 4.19 – CURVA DO TRANSDUTOR DE TENSÃO LV 25-P PARA O MÓDULO DE MEDIÇÃO CC. ........... 133

FIGURA 4.20 – CURVA DO TRANSDUTOR DE CORRENTE HAL 50-S PARA O MÓDULO DE MEDIÇÃO CC. .... 134

FIGURA 4.21 – CURVA DO TRANSDUTOR DE TENSÃO LV 25-P PARA O MÓDULO DE MEDIÇÃO CA............ 134

FIGURA 4.22 – CURVA DO TRANSDUTOR DE CORRENTE HAL 50-S PARA O MÓDULO DE MEDIÇÃO CA. ... 135

FIGURA 4.23 – MONITORAÇÃO DO SISTEMA FOTOVOLTAICO INTERLIGADO À REDE ELÉTRICA. ................ 137

FIGURA 4.24 – MONITORAÇÃO DAS FORMAS DE ONDA DE TENSÃO E CORRENTE CC E CA DO SISTEMA

FOTOVOLTAICO CONECTADO À REDE ELÉTRICA. .............................................................................. 137

FIGURA 4.25 – INSTALAÇÕES PROVISÓRIAS DO SISTEMA DE AQUISIÇÃO DE DADOS. ................................. 138

FIGURA 4.26 – ANALISADOR DE ENERGIA POWERNET P-600 (IMS). ........................................................ 139

FIGURA 4.27 - COMPARAÇÃO DA PRODUÇÃO DE ENERGIA ENTRE OS MEDIDORES. .................................... 140

FIGURA 4.28 – COMPARAÇÃO DA PRODUÇÃO DE ENERGIA ENTRE O FLUKE 199C E O SAD ...................... 140

FIGURA 4.29 – REPRESENTAÇÕES DA CARGA CAPACITIVA.. ..................................................................... 142

FIGURA 4.30 - CIRCUITO DE CONTROLE COM OS DISSIPADORES ADAPTADOS. ........................................... 143

FIGURA 4.31 - MALETA QUE ACOMODA A CARGA CAPACITIVA ................................................................. 143

FIGURA 4.32 - INTERFACE DA CARGA CAPACITIVA. .................................................................................. 144

FIGURA 4.33 - DETALHE DO CIRCUITO DE POTÊNCIA DA CARGA CAPACITIVA ........................................... 144

xiv

FIGURA 4.34 – FLUKE 199C COLOR SCOPEMETER .................................................................................... 145

FIGURA 4.35 – DIAGRAMA DE BLOCOS DO PROGRAMA PARA CARACTERIZAÇÃO DE GERADORES FV. ...... 148

FIGURA 4.36 – DIAGRAMA DE BLOCOS PARA A AQUISIÇÃO DA TEMPERATURA E DA IRRADIÂNCIA ........... 149

FIGURA 4.37 – TELA DO OSCILOSCÓPIO MOSTRANDO O CARREGAMENTO DO CAPACITOR. ........................ 151

FIGURA 4.38 – TELA DO PROGRAMA COM A CURVA I X V MEDIDA. .......................................................... 153

FIGURA 4.39 – DETALHE DO MEDIDOR DE TEMPERATURA ........................................................................ 154

FIGURA 4.40 – EQUIPAMENTOS UTILIZADOS NA CARACTERIZAÇÃO DO GERADOR FV. ............................. 155

FIGURA 4.41 – CURVA MEDIDA DO GERADOR FV ..................................................................................... 156

FIGURA 4.42 – CURVA EXTRAPOLADA PARA O STC DO GERADOR FV. ..................................................... 156

FIGURA 4.43 – ENERGIA PRODUZIDA (KWH) PELO SFCR NO MÊS DE AGOSTO DE 2009. ............................. 158

FIGURA 4.44 – ENERGIA PRODUZIDA (KWH) PELO SFCR NO MÊS DE SETEMBRO DE 2009 .......................... 158

FIGURA 4.45 – ENERGIA PRODUZIDA (KWH) PELO SFCR NO MÊS DE OUTUBRO DE 2009. .......................... 158

FIGURA 4.46 – ENERGIA PRODUZIDA (KWH) PELO SFCR NO MÊS DE NOVEMBRO DE 2009. ....................... 159

FIGURA 4.47 – ENERGIA PRODUZIDA (KWH) PELO SFCR NO MÊS DE DEZEMBRO DE 2009 ......................... 159

FIGURA 4.48 – NÍVEIS DE TENSÃO DA REDE NO PERÍODO COMPREENDIDO ENTRE 7 E 18 DE DEZEMBRO DE

2009. ............................................................................................................................................... 160

FIGURA 4.49 – AVALIAÇÃO DE PARÂMETROS ELÉTRICOS EM UM DIA ENSOLARADO (20/08/2009). .......... 161

FIGURA 4.50 – AVALIAÇÃO DE PARÂMETROS ELÉTRICOS EM UM DIA NUBLADO (28/09/2009). ................ 161

FIGURA 4.51 – DISTORÇÃO HARMÔNICA DE CORRENTE COMO FUNÇÃO DA POTÊNCIA DE SAÍDA DO

INVERSOR PARA UM DIA ENSOLARADO E PARA UM DIA NUBLADO. .................................................. 162

FIGURA 4.52 – VISTA LATERAL DO GEDAE MOSTRANDO TRANSFORMADOR QUE ALIMENTA A EDIFICAÇÃO.

........................................................................................................................................................ 163

FIGURA 4.53 – CURVA MEDIDA DE EFICIÊNCIA DO INVERSOR VERSUS POTÊNCIA DE SAÍDA (CA) .............. 163

xv

LISTA DE TABELAS

TABELA 1.1 –SFCR JÁ INSTALADOS NO BRASIL. ............................................................................... 33

TABELA 2.1 –LIMITES DE HARMÔNICOS DE CORRENTE [32]. ...................................................................... 57

TABELA 2.2 –LIMITES DOS HARMÔNICOS DE TENSÃO [33].. ........................................................................ 58

TABELA 2.3 –LIMITES DE HARMÔNICOS DE TENSÃO DEFINIDOS PELO PRODIST [58].. .............................. 59

TABELA 2.4 –MÉTODOS PASSIVOS PARA DETECÇÃO DE OPERAÇÃO ILHADA [16]. ...................................... 60

TABELA 2.5 –MÉTODOS ATIVOS PARA DETECÇÃO DA OPERAÇÃO ILHADA. [16, 18, 34, 35]. ....................... 60

TABELA 2.6 –LIMITES ESTABELECIDOS PARA OPERAÇÃO DOS INVERSORES [32]. ....................................... 61

TABELA 3.1 –CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS¹ DO MÓDULO FOTOVOLTAICO MSX-77 FORNECIDA PELO

FABRICANTE (SOLAREX). ................................................................................................................ 76

TABELA 3.2 –CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS FORNECIDAS PELOS FABRICANTES DE MÓDULOS

FOTOVOLTAICOS. ............................................................................................................................... 77

TABELA 3.3 –COMPARATIVO DE ALGUNS PARÂMETROS DE AVALIAÇÃO DE MÓDULOS FOTOVOLTAICOS

COMERCIAIS UTILIZANDO DADOS FORNECIDOS PELO FABRICANTE E CONSIDERANDO TC = 25ºC E H =

1000W/M². ........................................................................................................................................ 80

TABELA 3.4 -VALORES FORNECIDOS PELO NIST. ....................................................................................... 91

TABELA 3.5 –COMPARATIVO ENTRE MODELO DE GOW E MANNING SIMPLIFICADO E MODELO DE 4

PARÂMETROS COM DADOS EXTRAÍDOS DE CATÁLOGO PARA A CONDIÇÃO PADRÃO. ........................ 106

TABELA 3.6 –COMPARAÇÃO ENTRE OS MODELOS E DADOS FORNECIDOS PELO FABRICANTE NO PMP EM

DIFERENTES NÍVEIS DE TEMPERATURA. ............................................................................................ 107

TABELA 3.7 –COMPARATIVO ENTRE O MODELO DE 4 PARÂMETROS E DADOS MEDIDOS

EXPERIMENTALMENTE. .................................................................................................................... 110

TABELA 3.8 –PARÂMETROS ELÉTRICOS E TÉRMICOS DO MÓDULO IS230. ................................................. 111

TABELA 3.9 –DADOS ELÉTRICOS DO INVERSOR SB 7000US ..................................................................... 115

TABELA 3.10 –RESUMO DO PROJETO. ....................................................................................................... 118

TABELA 4.1 –ESPECIFICAÇÕES DO INVERSOR SOLETE 2500. .................................................................... 126

TABELA 4.2 –TABELA DE CUSTOS PARA A CONFECÇÃO DA PLACA DE AQUISIÇÃO DE DADOS .................... 135

TABELA 4.3 –COMPARATIVO ENTRE A EXTRAPOLAÇÃO E OS DADOS DE PLACA. ....................................... 157

TABELA 4.4 –DADOS MENSAIS DE PRODUÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA, FATOR DE CAPACIDADE (FC) E

PRODUTIVIDADE DO SISTEMA (YF). ................................................................................................. 160

TABELA A.1 –DADOS EXTRAÍDOS DA CURVA I-V APRESENTADA NO CATÁLOGO DO MÓDULO MSX-77 DA

SOLAREX, UTILIZANDO O SOFTWARE TECHDIG. ........................................................................... 180

TABELA A.2 –DADOS EXTRAÍDOS DA CURVA I-V APRESENTADA NO CATÁLOGO DO MÓDULO MSX-83 DA

SOLAREX, UTILIZANDO O SOFTWARE TECHDIG. ........................................................................... 180

TABELA A.3 –DADOS EXTRAÍDOS DA CURVA I-V APRESENTADA NO CATÁLOGO DO MÓDULO SP75 DA

SIEMENS, UTILIZANDO O SOFTWARE TECHDIG. ............................................................................ 181

TABELA C.1 –TEMPO DE CARGA (TC) EM FUNÇÃO DA TENSÃO DE CIRCUITO ABERTO (VOC) E DA CORRENTE

DE CURTO-CIRCUITO (ISC) DE DIFERENTES GERADORES FV PARA CADA UMA DAS OPÇÕES DE

CAPACITOR. ..................................................................................................................................... 185

xvi

RESUMO

Esse trabalho apresenta fundamentos teóricos de sistemas fotovoltaicos, com

ênfase nos sistemas conectados à rede elétrica de baixa tensão. São feitas análises de

geradores fotovoltaicos por meio de programas desenvolvidos em diferentes

plataformas (Matlab e LabVIEW). Além disso, são explanados os fundamentos teóricos

sobre os inversores utilizados nos sistemas conectados à rede, explicando suas

funcionalidades. Por fim, é feita uma análise operacional, estudando o desempenho de

um sistema fotovoltaico de 1,575 kWp de potência nominal conectado à rede, em

operação em Belém do Pará, via sistema de aquisição de dados, que foi desenvolvido no

trabalho.

xvii

ABSTRACT

This paper presents theoretical fundaments of photovoltaic systems, emphasizing

on low voltage grid-connected systems. Analyses are made of photovoltaic generators

through software solutions developed on different platforms (MATLAB and

LabVIEW). Also, theoretical fundaments are explained about the inverters used on grid-

connected systems, explaining its functionalities. Finally, an operational analysis is

made by data acquisition system, studying the performance of a 1,575 kWp photovoltaic

system connected to the network in the city of Belém, State of Pará-Brazil.

INTRODUÇÃO

As aplicações de sistemas fotovoltaicos (FV) estão concentradas principalmente em

sistemas autônomos (bombeamento de água, iluminação doméstica e das ruas, veículos

elétricos, aplicações militares e espaciais, entre outros) ou em configurações conectadas à

rede elétrica (sistemas híbridos, plantas de geração de energia ou geração distribuída). Nos

dias de hoje essas aplicações somam um total de 13,4 GW de potência instalada no mudo,

mas a energia fotovoltaica será uma das mais importantes fontes de energia renováveis para o

futuro, resultado apresentado em um estudo da International Energy Agency (IEA) sobre as

tendências das aplicações da tecnologia fotovoltaica1.

O fundamento básico da geração de eletricidade pelos sistemas fotovoltaicos é

caracterizado pelo efeito fotovoltaico, observado inicialmente no século XIX por Alexandre

Edmond Becquerel, que permite a conversão da luz em energia elétrica. A partir desse fato,

houve o desenvolvimento da tecnologia FV ao longo do século XX, que permitiu a inserção

dessa forma de geração de eletricidade na matriz energética de muitos países.

O objetivo deste estudo é realizar uma análise de desempenho de um sistema

fotovoltaico de 1,575 kWp conectado à rede e a modelagem tanto de geradores FV, assim

como de sistemas fotovoltaicos conectados à rede (SFCR), com o intuito de estimar a energia

gerada por estes, facilitando dimensionamentos futuros. Além disso, a finalidade deste

trabalho de conclusão de curso também é apresentar alguns aspectos do que está sendo

desenvolvido na atualidade sobre sistemas fotovoltaicos, com enfoque aos conectados à rede

elétrica, contribuindo com a avaliação de modelos matemáticos apresentados na literatura e

análise de desempenho de um SFCR.

A metodologia utilizada neste trabalho descreve os conceitos básicos sobre sistemas

fotovoltaicos e células solares fotovoltaicas no Capítulo 1. No Capítulo 2 são expostos

aspectos teóricos sobre inversores utilizados em sistemas fotovoltaicos conectados à rede,

incluindo diferentes topologias, estágios de conversão, seguimento do ponto de máxima

potência, eficiência do inversor, etc. No Capítulo 3 são apresentadas modelagens matemáticas

para geradores FV, considerando seu comportamento mediante variações de parâmetros como

a irradiância que incide no plano do gerador, a temperatura de costa de célula, a resistência

série e o fator de idealidade do diodo representativo da junção pn. É analisado também um

modelo para o SFCR como um todo, que inclui, além do modelo do gerador, perdas no

1Trends in Photovoltaic Application (1992-2008) – Photovoltaic Power Systems Program (PVPS-IEA).

2

inversor, para estimar a energia elétrica produzida. No Capítulo 4 é apresentado o sistema

fotovoltaico conectado à rede elétrica do laboratório do GEDAE / UFPA, mostrando todos os

aspectos técnicos e construtivos do mesmo, assim como a análise dos parâmetros medidos e a

caracterização do gerador FV, a partir de um programa desenvolvido para esse fim.

3

CAPÍTULO 1

ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA

1.1. Conversão Fotovoltaica

A descoberta do fenômeno de conversão fotovoltaica remete ao século XIX, período no

qual alguns estudiosos observaram fenômenos físicos que permitiam a conversão da luz em

energia elétrica2. A partir do século XX, o desenvolvimento da tecnologia dos semicondutores

tornou possível o crescimento da indústria fotovoltaica e sua expansão no mercado mundial

foi catalisada devido à utilização dessa tecnologia em aplicações aeroespaciais, militares, e,

posteriormente, para a geração de eletricidade tanto na forma distribuída como em grandes

centrais.

1.1.1. O Efeito Fotovoltaico

A descrição do fenômeno fotovoltaico só foi possível a partir do desenvolvimento da

teoria da mecânica quântica. Esta afirma que qualquer tipo de radiação eletromagnética possui

partículas, denominadas de fótons, que carregam certa quantidade (“pacotes”) de energia. Esta

última depende das características espectrais de sua fonte e varia inversamente com o

comprimento de onda da emissão eletromagnética.

De acordo com a teoria quântica da matéria, a quantidade de energia que os elétrons

possuem está relacionada à banda ou camada que esse portador de carga se encontra em

relação ao núcleo do átomo de origem. Desse modo, define-se banda de valência como aquela

de baixo nível de energia que é ocupada por elétrons capazes de efetuar ligações químicas

com elétrons de outros átomos. Em determinadas circunstâncias, alguns elétrons da banda de

valência podem adquirir energia suficiente capaz de fazê-los migrar para um estágio de maior

nível de energia, chamado de banda de condução, na qual os elétrons podem se movimentar

livremente pelo material e, assim, produzir corrente elétrica. A energia necessária para fazer

os elétrons mudarem de banda é chamada energia de gap (Egap), que é usualmente dada em

elétron-volt (eV) e depende do tipo de material utilizado.

2Alexandre Edmond Becquerel, em 1839, percebe que uma solução de um eletrólito com eletrodos de metal,

quando exposta à radiação, tem sua condutividade aumentada. Em 1873, Willoughby Smith descobre a

fotocondutividade no selênio sólido. Em 1876, Adams e Day percebem que uma junção de selênio e platina

desenvolve o efeito fotovoltaico quando exposta a luz solar.

http://histv2.free.fr/selenium/smith.htm

4

Os semicondutores utilizados nos dispositivos de conversão FV são compostos de

elementos capazes de absorver a energia da radiação solar e transferir parte dessa energia para

os portadores de carga (elétrons e buracos). Os materiais utilizados para fabricar dispositivos

com essa finalidade são escolhidos levando em consideração a equivalência de suas

características de absorção com o espectro solar, além do custo de fabricação e os impactos

ambientais causados na deposição do material. Os elementos semicondutores mais utilizados

na indústria FV são: Silício (Si) monocristalino, policristalino e amorfo; o Arseneto de Gálio

(GaAs); o Disseleneto de Cobre e Índio (CuInSe2); o Disseleneto de Cobre, Gálio e Índio

(CuInGaSe2); e o Telureto de Cádmio (CdTe).

Quando em materiais semicondutores são adicionadas impurezas com diferentes níveis

de dopagem, ou seja, um é dopado com um elemento doador e o outro com um elemento

receptor de elétrons, a junção pn é então formada. A camada do tipo n se caracteriza por ter

elétrons fracamente ligados aos seus átomos de origem (dopante) enquanto que a camada do

tipo p se caracteriza pela falta de elétrons (buracos) na ligação entre seu dopante e o elemento

semicondutor. Ao dopante n se dá o nome de doador e ao dopante p receptor. Como há uma

diferença de concentração de elétrons e buracos nas duas camadas do semicondutor, alguns

portadores de carga negativa se movem em direção à camada p e portadores de carga positiva

se movem em direção à camada n. Isso faz com que se forme um campo elétrico entre as duas

camadas, não permitindo mais o movimento de cargas na junção. Essa região de transição

entre as camadas é chamada de região de depleção, como mostra a figura 1.1.

Figura 1.1 - Junção pn com detalhe da região de depleção.

A célula FV é uma junção pn, e quando a radiação solar incide sobre essa junção,

somente alguns fótons com determinada quantidade de energia conseguem contribuir para o

efeito FV, enquanto que alguns passam direto pela célula sem contribuir para o efeito e outros

5

são refletidos na superfície da célula. Os átomos de silício da junção absorvem a energia de

parte dos fótons incidentes na superfície da junção, os quais estimulam os elétrons da banda

de valência migrarem para a de condução. Nesse processo, fica na banda de valência um

buraco, por isso a denominação de par elétron-buraco quando um fóton consegue estimular o

átomo para tal. Devido à influência do campo elétrico reverso da região de depleção, os

elétrons tendem a se mover para a camada n, enquanto que os buracos para a camada p. Em

uma célula de silício, mostrada na figura 1.2, são colocados contato metálicos frontais e

posteriores para coletar os portadores de carga quando a célula é conectada a uma carga.

Figura 1.2 – Representação do efeito FV.

1.2. Tecnologias convencionais no mercado de células fotovoltaicas

O silício é o elemento mais utilizado no desenvolvimento de semicondutores para

aplicação fotovoltaica. Uma das razões para o domínio desse elemento na fabricação de

células se deve ao fato da microeletrônica ter aperfeiçoado progressivamente, ao longo do

século XX, a tecnologia do silício. Além disso, a abundância desse material na natureza fez o

silício predominar em cerca de 85% do mercado de manufatura de células FV, apesar de sua

capacidade de absorção do espectro da luz solar não ser tão elevada, quando comparada a

outros compostos como o GaAs, CdTe, CuInGaSe2.

As células FV de silício são construídas para o uso comercial em um formato peculiar,

conhecido como “bolacha de silício”. As formas mais utilizadas são:

6

a. Monocristalina (c-Si): a célula é construída através do processo de Czochralski

[1]. O resultado do processo químico é um cristal uniforme já dopado com as impurezas n e p

(geralmente fósforo e boro). A eficiência de conversão de cada célula fica em torno de 16%

para a aplicação comercial, apesar de se ter conhecimento de eficiências de 23% em

laboratórios [1].

b. Policristalina (mc-Si): os cristais de silícios ficam espaçados de maneira não

uniforme na célula, criando uma superfície de separação entre estes. Isso acarreta na

diminuição da eficiência de conversão e no preço de produção, quando comparadas com a

forma monocristalina. Comercialmente, as células policristalinas possuem eficiência de 13%.

Porém, avanços nos processos de produção já conseguiram alcançar eficiência de conversão

equivalente à tecnologia monocristalina.

c. Amorfo (a-Si): são caracterizadas pelo desordenamento dos átomos na estrutura.

Apesar do custo de produção dessas células ser bem inferior quando comparado às outras

tecnologias, a eficiência de conversão atinge valores baixos, em torno de 8%. A junção de

uma célula de a-Si difere das células feitas de c-Si e mc-Si, pois é formada, na prática, por 3

camadas. A primeira (camada p) é constituída de uma fina porção do semicondutor dopado de

material receptor. A segunda (camada i), constituída de silício amorfo intrínseco, é mais

espessa e, devido à diferença de polaridade entre as camadas p e n, é formado um campo

elétrico que minimiza a recombinação dos portadores de carga e ajuda a consolidar o efeito

FV. A terceira (camada n) é uma fina porção de silício dopado de material doador. A junção

“pin”, assim como a estrutura de uma célula de a-Si, é mostrada na figura 1.3.

Figura 1.3 – Junção das células de silício amorfo.

Entretanto, o domínio da tecnologia do silício cristalino na indústria FV não impediu o

desenvolvimento de alternativas para as células FV. Alguns tipos de semicondutores aptos à

conversão fotovoltaica (a-Si, CuInSe2, CuInGaSe2, CdTe) são produzidos na forma de “filme

7

fino” (do inglês thin-film) e são tão finos que necessitam ser depositados em um suporte

mecânico (substrato), como uma camada de tinta em uma peça de madeira ou um metal

reflexivo sobrepondo uma peça de vidro[1].

As células de a-Si absorvem melhor a radiação solar incidente na superfície da Terra,

além de sua produção ser mais barata do que as células mc-Si e c-Si devido ao processo de

fabricação se dar em temperaturas mais baixas, consumindo assim menos energia. Dessa

forma, a utilização de células a-Si mais finas tem a vantagem de serem ainda mais baratas.

Entretanto, a eficiência de conversão das células comercializadas ainda é bastante inferior às

bolachas de silício, ficando em torno de 4% a 10% dependendo do grau de degradação da

célula.

Outras tecnologias para filmes finos também alcançaram níveis de produção de

mercado. As células de CuInGaSe2 possuem o maior índice de eficiência de conversão (17%),

em laboratório, de todas as tecnologias para filmes finos. Comercialmente, a eficiência dessa

tecnologia fica em torno de 10 %. As células de CdTe também podem ser utilizadas em filmes

finos através de um processo relativamente simples, chamado eletrodeposição ou

galvanoplastia. Nessa tecnologia, a eficiência de conversão a nível comercial fica em torno de

10%, porém ela contém cádmio que é uma substância altamente tóxica e perigosa. Algumas

empresas que fabricavam células de CdTe pararam sua produção devido à rejeição do

mercado por causa da presença de cádmio, mesmo as empresas afirmando que as células não

trariam risco para os compradores.

A capacidade de absorção da radiação solar pelas células fotovoltaicas depende das

características espectrais da fonte de radiação, nesse caso o Sol. A distribuição espectral é a

ferramenta que mostra de que forma a potência contida na radiação solar varia de acordo com

o comprimento de onda da emissão eletromagnética. Nesse sentido, é importante definir o

conceito da Massa de Ar (AM), que indica como o espectro da radiação solar é afetado pela

distância que os raios percorrem até atingir um observador. AM = 0 significa que esse

observador está localizado fora da atmosfera terrestre, AM = 1 significa que o observador está

na superfície da terra e sol em seu zênite, e AM = 1,5 significa que observador está na

superfície da terra e os raios solares incidem sobre este em um ângulo 48,l9º em relação ao

zênite. A figura 1.4 mostra o espectro da radiação solar para AM = 0 e AM = 1,5, além do

espectro do corpo negro, representando a distribuição espectral ideal no espaço se o sol fosse

um irradiador perfeito.

8

Figura 1.4 – Espectro da radiação solar.

As células FV variam na sua sensibilidade aos diferentes níveis espectrais da radiação

incidente, dependendo da tecnologia e do material utilizado na fabricação. A sensibilidade

espectral relativa diz respeito à resposta espectral da célula, ou seja, na capacidade do

dispositivo absorver a energia proveniente dos fótons da radiação solar em diferentes níveis

do comprimento de onda. A figura 1.5 mostra esse comportamento para as células de silício

amorfo e monocristalino, onde os valores de sensibilidade espectral estão normalizados e o

valor correspondente ao número 1 significa a máxima absorção de energia para determinado

comprimento de onda.

UV Visível Infravermelho

Figura 1.5 – Sensibilidade Espectral em função do comprimento de onda [2].

9

1.3. Características elétricas da célula FV

A célula FV é um dispositivo gerador de eletricidade com características peculiares que

as diferem das tradicionais fontes de energia. O dimensionamento de sistemas FV, seja ele

autônomo ou conectado à rede elétrica, depende do conhecimento dessas características por

parte do projetista, para que o sistema tenha uma operação confiável, além de possibilitar o

comissionamento deste e detecção de possíveis erros.

O efeito fotovoltaico ocorre quando a célula é exposta à radiação solar. Se esta não

estiver conectada a nenhuma carga, aparecerá em seus terminais uma tensão chamada de

tensão de circuito aberto “Voc” ( do inglês open circuit). Por outro lado, se a célula estiver

conectada a uma carga, haverá circulação de corrente no circuito formado entre a carga e a

célula.

Assim, é possível representar a célula a partir de seus parâmetros elétricos de saída

(tensão e corrente) devido aos fatores que influenciam a entrada (irradiância e temperatura da

célula).

1.3.1. Circuito equivalente ideal

A junção pn do semicondutor pode ser representada como um diodo, cuja curva

característica é mostrada na figura 1.6. Nota-se que no primeiro quadrante, quase não há fluxo

de corrente para níveis de tensão baixos, mas que a partir de certo valor, a corrente cresce

rapidamente. Já no terceiro quadrante, que mostra o comportamento reversamente polarizado

da junção, o fluxo de corrente é bloqueado até certo valor de tensão, a partir do qual há a

destruição do componente, tornando-o condutivo.

I D

DV

DV

I D

Figura 1.6 – Representação da junção pn da célula FV.

10

A curva I x V da célula FV é obtida através da superposição da corrente fotogerada com

a curva do diodo, levando em consideração apenas o primeiro quadrante da figura 1.6. No

escuro, a célula tem as mesmas características elétricas de um diodo não polarizado, e uma

pequena corrente flui pela junção quando a mesma está conectada a uma carga, como uma

bateria. À medida que a célula é iluminada, a sua curva se desloca para o 4º quadrante

(quadrante da geração) devido ao sentido da corrente agora ser o inverso do caso anterior.

Quanto maior for a intensidade da radiação solar, maior é o deslocamento da curva.

Convencionalmente, a curva da célula iluminada é espelhada no eixo da tensão. A figura 1.7

mostra os esboços da curva I x V nas situações descritas anteriormente, assim como os

circuitos equivalentes para cada uma, detalhando a polaridade da tensão e o sentido da

corrente para cada caso.

ID

II

V

+

-

V

(a) Célula no escuro

I

V

ID

I

+

-

VIL

(b) Célula pouco iluminada

I

V

ID

I

+

-

VIL

(c)Célula bem iluminada

I

V

ID

I+

-

VIL

(d) Curva padrão da célula iluminada Figura 1.7 – Comparação entre a curva do diodo e da célula FV [6].

A célula FV ideal é uma fonte de corrente variável, onde a corrente fotogerada (IL) varia

de acordo com a mudança do nível de radiação no plano da célula e, em menor escala, as

mudanças de temperatura do dispositivo. Desse modo é possível representar a célula a partir

do circuito ideal mostrado na figura 1.8.

Pode-se perceber que o circuito não leva em consideração as perdas resistivas

decorrentes ao processo de conversão FV e transmissão da corrente fotogerada. No Capítulo 3

é feita uma análise mais aprofundada dos modelos representativos da geração FV, onde são

representados e considerados todos os aspectos que interferem no processo.

11

I L

I D

DV

DV OCV=

Figura 1.8 – Circuito equivalente ideal da célula FV.

1.3.2. Curva IxV (corrente versus tensão) e ponto de máxima potência

O comportamento das células FV é representado através de sua curva característica no

STC3 (do inglês Standard Test Conditions), a qual define os parâmetros relevantes para a

designação da célula:

a) Tensão de Circuito Aberto Voc: pode ser definida como sendo a tensão que se

forma entre os terminais do diodo do circuito equivalente da figura 1.8 quando toda a corrente

fotogerada circula por esse diodo. Ou seja, é a tensão formada quando não há carga conectada

à célula. Para células de silício monocristalino, esse valor fica na faixa de 0,5 – 0,7 V,

enquanto que as de silício amorfo ficam em torno de 0,6 – 0,9 V [2].

b) Corrente de Curto-Circuito Isc: medida do fluxo de portadores de corrente

quando os terminais da célula estão no mesmo nível de referência, ou seja, curto circuitados.

c) Ponto de Máxima Potência Pmp: é o ponto da curva onde ocorre a máxima

transferência de potência da célula para a carga, e se localiza no “joelho” da curva I x V.

A figura 1.9 mostra uma curva I x V genérica e a curva de potência (P x V) para o

mesmo nível de irradiação. Esta última é traçada fazendo-se a multiplicação ponto a ponto dos

valores de tensão e corrente equivalentes a curva I x V.

3As condições padrão de teste são definidas para os valores de 1000 W/m

2 de irradiância, 25ºC de temperatura

de célula e AM = 1,5 para a massa de ar.

12

Ponto de máxima potência

Curva de potência

I

V

VOC

I

V

ISC

M

M

Figura 1.9 – Curva IxV e curva de potência da célula FV.

A partir da análise da figura 1.9, percebe-se que apesar dos valores Voc e Isc serem os

mais significativos em termos de tensão e corrente, não há transferência de potência quando a

célula trabalha nesses pontos, uma vez que em circuito aberto não há carga conectada ao

sistema e em curto-circuito a tensão entre os terminais da célula é zero.

A máxima transferência de potência ocorre devido a uma única combinação de valores

de tensão e corrente. Esse ponto é localizado próximo à curvatura e possui valores típicos,

chamados de Vmp e Imp. Esses valores podem ser estimados tendo como base Isc e Voc [2].

Outro conceito importante adotado na concepção da tecnologia FV e que deve ser

esclarecido diz respeito ao fator de forma FF (do inglês fill factor). Essa figura de mérito

define o quão próximo a curva I x V está da idealidade, ou seja, do retângulo formado com

vértices em Isc e Voc. O FF depende muito das características de construção da célula (tipos de

semicondutor, dopagem, conexão, etc.), uma vez que esse fator é sensível as resistências série

e shunt da célula, as quais são as responsáveis por tornar a curva I x V com característica

menos retangular. Valores típicos do FF são de 0,6 a 0,85 para células monocristalinas e 0,5 a

0,7 para as de silício amorfo. Matematicamente, esse fator é dado por:

13

1.3.3. Fatores que modificam as características elétricas da célula.

As características elétricas das células FV podem ser alteradas devido a fatores

intrínsecos e extrínsecos a estas. Esses fatores contribuem para a modificação da saída, ou

seja, a potência desenvolvida pela célula é sensível as mudanças desses parâmetros.

As resistências a passagem da corrente elétrica no próprio material semicondutor, ao

metal que conecta a saída da célula, a resistência de contato entre o metal e a célula, além das

imperfeições na junção, decorrentes do processo de produção, contribuem para a diminuição

da potência entregue a carga.

Há ainda as perdas devido ao processo de recombinação dos portadores de carga, que

acontece quando um par elétron-lacuna não contribui para o efeito fotovoltaico, ou porque o

elétron retorna à banda de valência em um processo inverso ao da absorção, ou devido às

zonas proibidas que, devido à presença de impurezas e aos defeitos do cristal, aprisionam os

portadores de carga em níveis de energia diferentes ao Egap.

Externamente à célula, os fatores que contribuem para a alteração dos parâmetros

elétricos são basicamente a radiação no plano incidente e a temperatura da célula. A figura

1.10 mostra o comportamento gráfico de Voc e Isc perante vários níveis de intensidade de

radiação solar.

Tensão de Circuito Aberto

Corrente de Curto-Circuito

Radiação Solar

VOC

ISC

Figura 1.10 – Variação de Voc e Isc com a radiação solar [2].

Uma vez que o fluxo de corrente gerada a partir do processo de conversão FV depende

da quantidade de fótons capazes de contribuir para o efeito FV, é fácil perceber que a corrente

14

de curto circuito da célula varia linearmente com o aumento da intensidade de radiação no

plano do gerador. A tensão de circuito aberto também é sensível a essa variação, mas não de

maneira similar, pois satura a partir de certo nível. Desse modo é possível determinar o

comportamento da curva I x V quando considerados vários níveis de radiação solar, como

mostra a figura 1.11.

Figura 1.11 – Curvas IxV para vários níveis de irradiância [3].

A temperatura da célula também afeta os parâmetros elétricos da célula de maneira

diferente. Em relação à corrente de curto-circuito há um acréscimo desse valor de 0,05% -

0,07% / ºC para o silício monocristalino e 0,02% / ºC para o amorfo, para níveis de

temperatura acima do definido pelo STC [1]. Porém, esse aumento é irrisório e não sensibiliza

a potência gerada no sentido de elevá-la, uma vez que a taxa de variação da tensão de circuito

aberto com a temperatura é mais relevante. A figura 1.12 mostra o comportamento da curva

característica da célula com relação a vários níveis de temperatura.

15

Figura 1.12 – Curvas IxV para vários níveis de temperatura [3].

1.3.4. Eficiência de conversão (η)

Como qualquer outra fonte de energia elétrica, as células FV não têm a capacidade de

transformar toda a energia incidente em eletricidade devido às limitações da tecnologia e as

perdas inerentes ao processo. Portanto, faz-se necessário destacar as figuras de mérito que

caracterizam o balanço de energia inerente a conversão FV.

A eficiência de conversão de energia é o parâmetro mais importante das células FV e é

definida como a razão entre a máxima potência elétrica gerada pelo dispositivo e a potência

incidente no mesmo. Esse último valor depende exclusivamente do espectro da luz incidente

no plano da célula. Algebricamente, a eficiência pode ser vista como:

A figura 1.13 mostra os valores de eficiência de conversão para diferentes tecnologias

de fabricação de células FV ao longo de 35 anos. Os valores de eficiência mostrados são

referentes a ensaios experimentais realizados em laboratório. Na figura também são indicados

os locais em que houve as medições.

16

Células concentradoras de junção mútipla

Junção triplaJunção dupla

Células de Si cristalinoc-Simc-SiFilme fino

Tecnologias de Filme finoCuInGaSe2

CdTea-Si

Tecnologias emergentesCélulas DyeCélulas orgânicas

0

4

8

12

16

20

24

28

32

36

40

44E

ficiê

nci

a d

e c

on

vers

ão

(%)

1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

Figura 1.13 – Valores de eficiência ao longo dos séculos XX e XXI (Fonte: Arquivo GCEP).

1.4. Gerador fotovoltaico

É definido como gerador FV qualquer dispositivo capaz de converter energia solar em

eletricidade através do efeito FV, sendo a célula FV o dispositivo que constitui a unidade

básica. Porém, a célula atinge valores de tensão da ordem de 0,5 V a 0,7 V, que são

incompatíveis com equipamentos elétricos de condicionamento de potência e armazenamento

de energia. Assim, é necessária a adoção de alternativas para tornar esse dispositivo aplicável

para geração de energia em quantidades consideráveis para o uso contínuo.

1.4.1. Configuração de geradores fotovoltaicos

A configuração de gerador FV mais usual no mercado é o módulo FV. Este é

constituído de uma associação série/paralelo de determinado número de células FV, isoladas

eletricamente de contatos exteriores. Durante a fabricação dos módulos, as células passam por

um processo de encapsulamento, onde são adicionados materiais que envolvem os

dispositivos conectados, com o objetivo de protegê-los das ações maléficas do tempo,

radiação, choques mecânicos e ainda garantir a máxima eficiência na absorção da radiação

luminosa. A figura 1.14 mostra as três tecnologias mais utilizadas de módulos FV.

17

(a) Monocristalino (b) Policristalino (c) Amorfo

Figura 1.14 – Tecnologias de módulos de silício.

Como a energia elétrica gerada depende da área disponível para a conversão FV, ou

seja, somente as áreas ocupadas pelas células, é análogo concluir que quanto maior for o

espaço ocupado por células na estrutura do módulo, maior será a potência fornecida por este.

Atualmente, é possível encontrar no mercado módulos com 300 Wp de potência nominal, o

que equivale a aproximadamente 200 células FV conectadas, uma vez que cada uma tem a

capacidade de produzir em torno de 1,5 Wp.

No caso da tecnologia de filmes finos não há conexão entre células, uma vez que o

gerador FV é construído de maneira uniforme, em um único substrato. Desse modo, os

geradores fabricados com essa tecnologia não possuem subdivisões e sua potência nominal

depende da área total utilizada para a conversão FV. A figura 1.15 mostra um gerador FV de

filme fino, que também funciona como elemento de sombreamento.

Os geradores FV são constituídos pela associação de um determinado número de

módulos FV, objetivando alcançar a tensão de operação do sistema. Dependendo da

aplicação, podem-se efetuar as associações do tipo série, paralelo ou série/paralelo. A escolha

da configuração mais adequada para o gerador depende exclusivamente da tensão de operação

dos equipamentos de condicionamento de potência e/ou de acumulação do sistema.

Quando os módulos (ou células) são conectados em série, o mesmo fluxo de corrente

passa por todos os elementos da associação e a tensão total se dá pela soma das contribuições

de cada elemento, como mostra a figura 1.16.

18

Figura 1.15 – Gerador FV de filme fino (Fonte: Arquivo LABSOLAR/UFSC).

Figura 1.16 - Conexão série de módulos FV.

Esse tipo de conexão causa alguns efeitos indesejados ao gerador quando um elemento é

total ou parcialmente sombreado. Uma vez que um módulo ou célula, quando sombreado, não

produz fluxo de corrente, este se comporta como uma carga para os demais elementos do

gerador. Como está se tratando de uma conexão de várias fontes de corrente em série, o valor

mais baixo de uma das fontes limita as outras, fazendo diminuir drasticamente a potência de

saída do gerador. Além disso, há a formação de pontos quentes quando células individuais são

sombreadas, o que também afeta a geração de energia devido ao aumento de temperatura da

célula. Para evitar esse tipo de situação, são conectados diodos de bypass em anti-paralelo,

como mostrado na figura 1.16. Nos módulos comercializados, cada diodo protege um

conjunto de células, e na maioria das vezes podem ser acessados na caixa de conexão do

dispositivo.

19

Uma vez alcançada a tensão desejada, a partir da conexão série, pode-se aumentar a

capacidade de corrente do sistema agrupando várias cadeias de módulos (células) em paralelo.

Nesse tipo de conexão há a necessidade de proteger cada cadeia contra correntes reversas que

ocorrem devido às variações na tensão de saída de cada sub-grupo. Desse modo, padronizou-

se a utilização de diodos de bloqueio na saída de cada ramo série do gerador para fazer essa

proteção.

Outro aspecto importante para a operação eficiente do gerador FV diz respeito a sua

orientação e inclinação. Como em sistemas de menor porte o uso de seguidores solares é

evitado, por razões de custo-benefício, deve-se orientar devidamente o gerador para que haja a

máxima captação da radiação solar média ao longo do ano. Isso é feito orientando os

geradores para o norte geográfico, se a instalação for no hemisfério sul; e para o sul

geográfico, se a instalação for no hemisfério norte. A inclinação do gerador deve ser igual à

latitude do local, adotando-se o mínimo de 10º para localidades com latitude próxima de zero

(-10º a 10º). Apesar da redução pouco significativa da captação da radiação solar incidente,

este último procedimento é indicado para evitar o acúmulo de sujeira na superfície dos

módulos FV, quando instalados em posição muito próxima à horizontal, o que reduz o

rendimento da conversão. Inclinações iguais ou maiores que 10° favorecem a limpeza dos

módulos fotovoltaicos pela própria ação da água das chuvas.

1.5. Sistemas fotovoltaicos (SFV)

Os SFV são caracterizados pelo conjunto de equipamentos que atuam no processo de

conversão FV e no fornecimento de energia elétrica a uma determinada carga. São

basicamente classificados em isolados ou autônomos, ou conectados à rede elétrica.

1.5.1. Sistema fotovoltaico autônomo ou isolado

Assim como o recurso solar, a energia gerada pelos módulos FV é variável e, por esse

motivo, necessita de dispositivos acumuladores para suprir a demanda de energia quando o

recurso solar estiver indisponível ou quando for insuficiente. Os SFV autônomos são

caracterizados por não estarem conectados a uma rede elétrica convencional e, possuem como

única fonte de energia a radiação solar.

Esses sistemas possuem uma infinidade de aplicações, como eletrificação de

comunidades isoladas por meio de minirredes, bombeamento FV e atendimento de pequenas

demandas individuais. Em grande parte das aplicações há o uso de algum tipo de acumulador

20

que, no caso de sistemas de eletrificação rural, acaba se tornando como ponto negativo dos

SFV autônomos devido aos processos de manutenção e troca das baterias.

Além disso, outro componente é utilizado nesses sistemas para evitar o

sobrecarregamento ou a descarga profunda do elemento acumulador. Esse dispositivo é

conhecido como controlador de carga e se localiza, eletricamente, entre o gerador FV e o

acumulador.

Se a carga a ser atendida necessitar de uma forma de onda periódica, usa-se um

inversor, que converte a potência CC em CA. Várias tecnologias de inversores para SFV

autônomos podem ser encontrados no mercado com diferentes formas de onda, seja senoidal,

quadrada ou quadrada modificada. A figura 1.17 mostra duas configurações usuais para SFV

isolados.

Figura 1.17 – Configurações de SFV autônomos.

Há ainda uma aplicação de SFV autônomos que não utiliza de acumuladores

eletroquímicos de energia. São os sistemas de bombeamento de água, os quais são compostos,

geralmente, pelo gerador FV, seguidor do ponto de máxima potência (SPMP) e bomba CC.

Nesse caso, o reservatório de água seria o elemento acumulativo do sistema, pois sempre que

houver radiação suficiente no plano gerador, a água será bombeada e acumulada para o uso

posterior.

1.5.2. Sistema fotovoltaico conectado à rede (SFCR) ou interligado

Os SFCR são caracterizados por injetar a energia produzida pelo processo de conversão

FV diretamente na rede elétrica, através de um inversor. Esse tipo de sistema pode ser usado

tanto para geração de energia em grandes quantidades quanto para a geração distribuída.

21

Esses sistemas são mais eficientes, econômicos, em média 40 % mais baratos, e duradouros

que os sistemas fotovoltaicos autônomos, pois, geralmente, não necessitam de sistemas de

armazenamento.

As grandes centrais FV necessitam de extensa área disponível para acomodar as

estruturas do gerador FV. Nessas aplicações, o uso de seguidores solares é muito comum, pois

esses dispositivos mecânicos possibilitam o gerador FV acompanhar a trajetória do sol ao

longo do dia e dos meses do ano, assim otimizando a quantidade de radiação incidente no

plano do gerador. Além disso, em alguns casos, é necessário o uso de transformadores de alta

tensão e por consequência linhas de transmissão para transportar a energia gerada.

A figura 1.18 mostra a maior central FV construída até hoje, localizada na cidade

espanhola de Olmedilla de Alarcón. O empreendimento e o projeto ficaram a cargo da

empresa espanhola Nobesol [60], sendo que a central foi construída em duas etapas: a

primeira, finalizada em novembro de 2006, totalizou 24 MWp instalados; já a segunda,

finalizada em outubro de 2008, totalizou 36 MWp instalados. Isso caracteriza a central com

capacidade nominal de 60 MWp, sendo que a mesma utiliza estratégia de seguimento da

trajetória solar em dois eixos e módulos Siliken SLK60 com 233/235 Wp de potência nominal

[60, 61].

Figura 1.18 – Parque fotovoltaico de Olmedilla (Espanha) [61].

O uso de SFCR tem se mostrado bastante favorável na aplicação de pequenas e médias

capacidades. A partir de políticas públicas de incentivo ao consumo desse tipo de tecnologia,

alguns países, como Alemanha, Espanha e Japão, conseguiram aumentar consideravelmente a

capacidade instalada de SFCR. É comum nessas localidades encontrar edificações residenciais

e comerciais com algum tipo de gerador FV conectado à rede elétrica.

22

Outra vantagem dos sistemas fotovoltaicos com respeito a outros sistemas de produção

de eletricidade é que estes não ocupam necessariamente espaço adicional ao já ocupado pelas

edificações. Adaptáveis para pequenas residências, grandes edifícios, fábricas, fazendas ou

sistemas independentes, o gerador fotovoltaico pode integrar-se acima de superfícies

construídas e até exercer a função de elemento de construção, como é mostrado em tópicos

subsequentes.

Os SFCR em baixa tensão se caracterizam por serem constituídos apenas do gerador FV

e do inversor (sendo que em alguns casos é empregado um transformador de isolamento),

formando a chamada geração distribuída de eletricidade. Essa aplicação pode ser

implementada não somente na rede elétrica convencional. Hoje em dia é comum encontrar

SFCR instalados em sistemas isolados que possuem minirredes de distribuição. A figura 1.19

mostra um diagrama esquemático de sistemas FV conectados à uma minirrede isolada, que

possui inversores tanto do tipo autônomo quanto para conexão à rede[4].

=≈

=≈

=≈

=≈

=≈

=≈

=≈

=≈

=≈

=≈

=≈

=≈

=≈

Gerador FV

Gerador FV

Gerador FV

BateriasGerador

FV Diesel BateriasGerador

FV

Minirredes

Figura 1.19 – SFCR utilizado em uma minirrede isolada.

O funcionamento do SFCR em geração distribuída é bem simples. Sempre que houver

disponibilidade do recurso solar, haverá injeção de energia no ponto onde o sistema está

conectado. Dependendo da localização deste último, a energia gerada pode ser consumida na

própria edificação, injetada na rede ou ambas as situações podem ocorrer simultaneamente. A

figura 1.20 ilustra o fluxo de energia do sistema.

23

Cargas residenciais

Rede elétrica

Medidor da energia

FV gerada

Figura 1.20 – Exemplo de um SFCR residencial.

Um dos fatores que favorecem esse tipo de aplicação nas edificações comerciais diurnas

e prédios públicos é devido à coincidência da curva de demanda com a curva de geração do

SFCR. Desse modo, dependendo do porte do sistema e da energia consumida pelos usuários,

pode ocorrer da edificação não comprar energia da concessionária, ou, se comprar, diminuirá

consideravelmente o gasto com energia proveniente da rede.

Neste trabalho é dada ênfase aos SFCR em baixa tensão, já que o estudo de caso

apresentado é para um sistema bifásico com potência nominal de 1,575 kWp. É feita ainda

uma análise de desempenho do referido sistema, via aquisição de dados, visando identificar as

características de operação do mesmo, considerando as peculiaridades da região amazônica.

1.6. Formas de integração à arquitetura

Os SFCR, como dito anteriormente, têm como vantagem a possibilidade de não ocupar

espaço adicional da edificação. Assim sendo, a integração do gerador FV à arquitetura se

torna um aspecto importante a ser considerado na concepção desses sistemas. Com o

crescimento da indústria FV ao longo dos anos, torna-se importante fazer do projeto de

SFCR um instrumento multidisciplinar que considere não somente a demanda energética da

24

edificação, mas também a necessidade de harmonizar o impacto causado pela inserção do

gerador FV com o contexto arquitetônico da edificação.

A integração de um SFV à arquitetura de uma edificação pode ser feita basicamente de

duas maneiras: montando o gerador FV no telhado ou na fachada. A escolha depende do

espaço disponível e da forma como está orientado o local da instalação.

1.6.1. Integração no telhado

A instalação no telhado também depende da natureza deste. Se for do tipo inclinado,

convencionais em residências domiciliares, é quase que padrão o uso de suportes,

geralmente metálicos, distantes de pelo menos 5 cm das telhas comuns, para acomodar os

módulos FV. Esse espaço tem a finalidade de permitir a circulação de ar por convecção

natural. Se o inversor ficar localizado no interior da edificação, as conexões elétricas entre

módulos devem possuir um grau de proteção desejável, e serem poupados das intempéries.

A figura 1.21 mostra o detalhe da estrutura do SFCR que será analisado neste trabalho, além

da forma de conexão entre cada subgrupo do gerador.

Figura 1.21 – Detalhe da estrutura do gerador FV.

Outro fator importante diz respeito à inclinação e à orientação do gerador FV, uma vez

que, em edificações já construídas, dificilmente esses parâmetros estarão nos valores ideais

para a máxima eficiência de conversão. Em relação à inclinação, uma saída é tentar

compensar na estrutura de sustentação, fazendo com que se aproxime do valor ótimo. A

orientação deve ser feita utilizando a área disponível do telhado que esteja o mais próximo da

orientação ao norte, supondo que a edificação esteja localizada no hemisfério sul. A figura

1.22 mostra um exemplo desse tipo de aplicação em uma edificação residencial.

25

Figura 1.22 – SFCR integrado ao telhado [2].

Os SFCR também podem ser agregados a estrutura em telhados que estejam no plano

horizontal, o que é muito comum em prédios residenciais, comerciais e públicos. Nesse caso,

o gerador FV é instalado em estruturas, geralmente metálicas, montadas na superfície do

telhado plano. Dessa forma, é possível obter a inclinação ótima para o arranjo, uma vez que

este depende somente de como está inclinada a estrutura de sustentação.

É possível encontrar no mercado materiais que servem perfeitamente para a confecção

dessas estruturas, como o ferro galvanizado, e que não degradam a integridade do telhado da

edificação. Além disso, é possível, nesse tipo de instalação, evitar que o telhado seja

perfurado para a passagem dos cabos do gerador FV que são conectados ao inversor. Este

último pode ficar localizado logo abaixo da estrutura de sustentação, protegido por algum tipo

de abrigo à prova d’água. Como a distância de cabeamento CC é consideravelmente

diminuída quando essa estratégia é adotada, há redução nas perdas por efeito joule, além do

aumento da segurança dos operadores do sistema contra choque elétricos de altos níveis de

tensão CC.

A figura 1.23 mostra um exemplo dessa instalação no telhado de um edifício. Nota-se

que é necessário um espaço mínimo entre as fileiras dos arranjos FV objetivando evitar

sombreamentos indesejados.

26

Figura 1.23 – SFCR integrado ao terraço de uma edificação [2].

Ainda há a possibilidade de integrar o gerador FV à edificação sem utilizar estruturas de

sustentação. Nesse caso os módulos FV substituem parte ou todo o material que seria

utilizado para a construção de um telhado convencional. Assim, além de gerar energia

elétrica, o gerador FV também serve como elemento de cobertura e incrementam o design da

edificação. A figura 1.24 mostra um prédio residencial, localizado em Freiburg, Alemanha,

onde todo o telhado é formado por módulos FV convencionais, sem a moldura metálica que

normalmente envolve o dispositivo. Esse tipo de módulo é fabricado especialmente para a

aplicação integrada a edificações.

Alguns fabricantes também já disponibilizam no mercado a tecnologia das telhas FV, que

é mais apropriada para a integração em telhados. A figura 1.25 mostra a igreja de São Jorge,

localizada em Burgwald, Alemanha. Seu telhado é constituído de 1028 telhas com potência

nominal de 5 Wp cada. As desvantagens do uso dessa tecnologia estão no preço elevado e a

baixa potência por área, uma vez que somente parte da telha é ocupada por células. Apesar

disso, o ganho na beleza arquitetônica da edificação pode ser visto, já que as telhas não

descaracterizam o envelope do prédio.

27

Figura 1.24 – SFCR integrado sem estruturas de sustentação [2].

Figura 1.25 – SFCR com utilização de telhas FV [2].

Os sistemas integrados diretamente aos telhados das edificações possuem a vantagem de

diminuir consideravelmente o impacto visual causado pela inserção do gerador FV. Porém,

nessa aplicação há a desvantagem de não haver a circulação de ar por convecção natural. Isso

causa o aumento de temperatura da célula e, consequentemente, a diminuição da potência

gerada pelo gerador.

1.6.2. Integração na fachada

A fachada é uma componente da edificação que desempenha uma série de funções, das

quais se pode citar: proteção contra intempéries (chuva, vento, umidade, radiação solar, etc.),

ruídos e calor; aproveitamento da iluminação natural; blindagem eletromagnética; entre

outras. Desse modo, a integração de geradores FV em fachadas deve ser realizada objetivando

cumprir a função determinada para a mesma no local de instalação. A experiência mundial

28

mostra que os materiais de fabricação dos módulos FV são capazes de satisfazer todas as

funções já citadas, além de poderem substituir com confiabilidade alguns materiais de

construção convencionais.

A inserção de geradores FV em fachadas de edificações já construídas tem a

desvantagem de não prover a máxima eficiência de conversão, visto que dificilmente ocorrerá

a inclinação e orientação ótimas, se fazendo necessário o uso de estruturas de sustentação, o

que descaracteriza a natureza do projeto arquitetônico. Desse modo, a idéia de considerar, à

nível de projeto, fachadas que possam ser substituídas por materiais FV, com devida

inclinação e orientação, é bastante útil, à medida que a edificação se torna um exemplo de

desenvolvimento sustentável e geração de energia limpa.

Vários empreendimentos, públicos e privados, têm adicionado SFCR às fachadas de

suas edificações. Desse modo, o prédio ganha um diferencial e a empresa se torna mais bem

vista pelos clientes em relação à concorrência, devido ao fomento as energias renováveis. A

figura 1.26 mostra a fachada de uma edificação em Sunderland, Reino Unido. O SFCR é

comporto de 480 módulos policristalinos de potências nominais variadas (285 Wp, 238 Wp,

221 Wp, 218 Wp, 182 Wp, 176 Wp, 143Wp, 109 Wp e 70 Wp) divididos em quatro sub-

grupos, resultando em um gerador com potência nominal de 73 kWp, além de contar com

quatro inversores trifásicos, dois de 35 kW e dois de 0,7 kW [59].

Figura 1.26 – SFCR integrado à fachada de uma edificação [59].

29

1.7. Formas de conexão à rede elétrica

Os SFCR foram difundidos à medida que se desenvolveram as tecnologias dos

componentes do sistema, tornando-os mais acessíveis. A partir de políticas públicas de

incentivo, alguns países fomentaram o mercado da tecnologia FV com aplicação conectada à

rede e, assim, permitiram um estudo mais aprofundado das peculiaridades dos sistemas e das

condições necessárias para o bom funcionamento dos mesmos.

O grande trunfo dos SFCR é o fato destes não necessitarem dos dispositivos

acumuladores convencionais utilizados nos SFV autônomos. A própria rede elétrica supre a

potência demandada nos momentos de carência do recurso solar. Por isso, devido à

necessidade de sincronizar o sistema com a rede, devem ser considerados todos os

dispositivos envolvidos no processo para uma análise mais profunda do fluxo de carga

inerente.

Desse modo, o ponto de conexão do SFV com a rede elétrica é de significativa

importância, uma vez que diz respeito não somente a medição e conseqüente tarifação da

energia, mas também tem papel fundamental na segurança dos usuários do sistema. Além

disso, como a interconexão é feita entre a rede e o inversor, e este último depende de certas

características da rede para chavear, é de suma importância que haja uma boa conexão entre o

sistema e a rede elétrica.

Segundo [5], o ponto de conexão ideal do SFCR, do ponto de vista da proteção elétrica

do sistema, deve ficar localizado entre o disjuntor geral da edificação (normalmente próximo

ao medidor da concessionária) e o quadro geral de distribuição, como mostra a figura 1.27. A

vantagem do uso desse tipo de configuração é que ela permite o isolamento entre o sistema e a

rede, quando houver a atuação do disjuntor geral da instalação. Além disso, quando atuar o

disjuntor principal do quadro de distribuição, o usuário fica isolado do SFCR, garantindo a

segurança das pessoas.

Analisando a figura 1.27, é fácil perceber que esse tipo de configuração traz

desvantagens tanto para o consumidor quanto para a concessionária, em se tratando da

tarifação da energia e considerando que não há qualquer tipo de benefício para a implantação

da tecnologia. Quando o consumo da carga for inferior a geração FV, o SFCR injetará na rede

elétrica uma energia mais cara que a disponível pela concessionária, o que se torna um

inconveniente ao usuário do sistema. Para a concessionária, a desvantagem diz respeito ao

decréscimo do consumo de energia da rede, além do desconto da energia injetada nesta última

pelo SFCR devido à rotação inversa do medidor [5].

30

Gerador FVInversor

Medidor

Rede

ElétricaMedidor da

concessionária

QGDCarga

Local

kWh

Ponto de

conexão

Figura 1.27 – Ponto de conexão ideal do SFCR.

Todavia, como ainda não há uma regulamentação específica para esse tipo de

tecnologia, no Brasil, faz-se necessário avaliar diferentes formas de conexão dos SFCR com a

rede elétrica da concessionária, para fins de faturamento da energia fotogerada, ou não. Os

modelos mostrados são baseados nas experiências bem sucedidas de países como Alemanha e

Espanha, que desenvolveram a utilização de SFCR por parte da população, incrementando a

geração distribuída de eletricidade através de políticas públicas de incentivo.

Os SFCR em baixa tensão podem ter a interconexão com a rede elétrica localizada no

quadro de distribuição da edificação. É evidente que deve haver dispositivos de proteção

contra curtos-circuitos e sobrecargas, dedicados a cada inversor, como disjuntores, fusíveis,

DR’s, etc. Além disso, é importante prever, no projeto dos SFCR, um correto balanceamento

das fases da concessionária quando houver a instalação de dois ou mais inversores

monofásicos na edificação

Em localidades onde não há subsídios para a implementação de SFCR, a maior

compensação, devido aos gastos com equipamentos e instalação do sistema, é a redução da

energia comprada da concessionária e a conseqüente diminuição da conta de eletricidade

mensal. Todavia, a energia injetada na rede, nos momentos de baixo consumo na edificação e

de elevada disponibilidade do recurso solar, não é tarifada, virando um inconveniente ao

usuário. A figura 1.28 mostra uma possibilidade de configuração do SFCR em localidades

onde não há incentivos, mas que também pode ser aplicada em minirredes isoladas.

31

Gerador FVInversor

Medidor FV

Rede

ElétricaMedidor da

concessionária

QGDCarga

Local

kWh

Ponto de

conexão

kWh

Medidor da

energia excedente

Figura 1.28 – Configuração do SFCR em localidades sem incentivos.

Desse modo, é possível ilustrar algumas situações para o ponto de conexão dos SFCR

com a rede da concessionária local, supondo distintos tipos de incentivos, através de políticas

públicas ou privadas, para a implantação desse tipo de tecnologia. Primeiramente, se somente

o excedente da energia gerada tiver algum tipo de subsídio, uma possibilidade de

configuração é mostrada na figura 1.29. Nota-se que o ponto de conexão continua sendo no

quadro de distribuição da residência, o que facilita o acesso a parte CA do sistema, além de

dar maior segurança aos usuários e maior proteção ao próprio sistema.

Gerador FVInversor

Rede

ElétricaMedidor da

concessionária

QGDCarga

Local

Ponto de

conexão

kWh

Medidor da

energia excedente

Figura 1.29 – Configuração de SFCR em localidades com incentivo ao excedente.

Se houver políticas de incentivo a implantação de SFCR, como ocorre na Alemanha e

na Espanha, onde os usuários são premiados em certa quantia por kWh gerado pelo SFV,

dependendo da localização e da potência instalada deste, a configuração pode ser feita como

mostra a figura 1.30. Percebe-se que o ponto de conexão fica localizado no ponto de entrega

da concessionária, uma vez que toda a energia fotogerada é subsidiada.

A definição da estratégia de medição e tarifação em SFCR depende amplamente da

existência ou não de políticas de incentivos a produção de energia a partir dessa tecnologia.

Da mesma maneira, o ponto de conexão do sistema com a rede elétrica da concessionária

32

local também depende de uma normatização, que leve em consideração fatores técnicos e de

segurança dos usuários e dos operadores do sistema.

Gerador FVInversor

Medidor

Rede

Elétrica

Medidor da

concessionária

QGDCarga

Local

kWh

Ponto de

conexão

Figura 1.30 – Configuração de SFCR com incentivo a toda energia gerada.

1.8. Regulamentação e incentivos para SFCR no Brasil

No Brasil, ainda não há nenhuma regulamentação oficial para SFCR, ainda que haja

diversos sistemas instalados em várias regiões do país, principalmente em centros de

pesquisas e universidades. Alguns laboratórios e grupos de pesquisa, como o Laboratório de

Energia Solar/Universidade de Santa Catarina (LABSOLAR/UFSC), o Laboratório de

Sistemas Fotovoltaicos/Universidade de São Paulo (LSF/USP), o Laboratório de Energia

Solar da Universidade Federal do Rio Grande do Sul (UFRGS) e o Grupo de Estudos e

Desenvolvimento de Alternativas Energéticas/Universidade Federal do Pará

(GEDAE/UFPA), vem desenvolvendo projetos que envolvem a instalação, monitoração e

análise de SFCR com vistas a criar maior conhecimento de causa e tentar viabilizar a

disseminação da tecnologia.

Somente a partir da segunda metade da década de 90 que começaram a surgir pelo país

as primeiras aplicações da tecnologia de SFCR. A partir dessas experiências, outros sistemas

foram colocados em operação, a maioria desses em centros de pesquisa [9, 10]. Há registros

de SFCR financiados por instituições privadas, como concessionárias de energia, e empresas

estatais [7, 8]. A tabela 1.1 mostra os sistemas instalados no Brasil até o ano de 2008, sendo

que alguns deles já foram desativados.

33

Tabela 1.1 – SFCR já instalados no Brasil.

Todas essas experiências contribuíram, ou ainda contribuem, para o aprimoramento na

concepção dos SFCR por parte dos projetistas de sistemas fotovoltaicos. Isso favoreceu o

aparecimento de incentivos financeiros, a maioria de órgãos governamentais de apoio a

pesquisa científica, como é o caso do CNPq. Esses projetos, apesar de serem sistemas com

potências não tão elevadas, são de suma importância, uma vez que qualquer tipo de tecnologia

nova precisa ser testado de acordo com as características da localidade, antes de ser oferecida

ao mercado.

Desse modo, pode ser considerado que a experiência brasileira em SFCR é satisfatória,

uma vez que há sistemas instalados no país com mais de 10 anos em operação. Além disso,

vários foram os estudos feitos para a predição do potencial FV de localidades ou edificações

com espaço disponível para a instalação desses sistemas [11, 12, 13].

À medida que os SFCR são disseminados pelo país, faz-se necessário um conjunto

normativo que oriente e regule a instalação, operação e manutenção desses sistemas. Como

ainda não há nada oficial em relação à isso no Brasil, tem-se a informação de que está em

34

andamento um projeto para a elaboração de uma Minuta de Regulamentação Técnica para os

SFCR. Para tal, é de fundamental importância que sejam levadas em consideração as

experiências com os sistemas instalados ao longo dos anos.

O Brasil é um país no qual a matriz energética está baseada, principalmente, nas fontes

hídricas, tendo também uma boa parcela nas fontes térmicas, estas usadas geralmente em

redes isoladas e em grandes empreendimentos industriais. Como o custo da tecnologia FV é

elevado, quando comparado com as fontes já citadas, a utilização de SFV fica restrita apenas

ao suprimento de energia elétrica a comunidades isoladas, por meio de minirredes e SFV

autônomos. Desse modo, os SFCR são considerados uma alternativa de energia de alto custo,

inviável para a utilização em um país em desenvolvimento, se o mesmo não possuir nenhum

tipo de incentivo para a disseminação da tecnologia, como o Brasil.

Partindo desse pressuposto, o LABSOLAR/UFSC desenvolveu um projeto com o

objetivo de normatizar um conjunto de procedimentos que viabilize e facilite a absorção em

larga escala, pelo mercado brasileiro, da tecnologia FV [14]. O projeto foi intitulado de

“Programa de Telhados Solares FV Conectados à Rede Elétrica Pública no Brasil” e se

baseia nos mecanismos de incentivo às fontes renováveis da Alemanha, mais especificamente

a tecnologia FV.

No modelo alemão, a concessionária compra toda a energia gerada pelo SFCR e paga ao

produtor independente (PI) uma tarifa prêmio para cada kWh gerado pelo sistema, sendo que

esta é superior à tarifa convencional e depende da tecnologia utilizada, do porte e da

localização do SFCR. O recurso para pagar as tarifas prêmio advém de um acréscimo na tarifa

convencional de todos os consumidores de energia elétrica. Desse modo, o incentivo é pago

gradualmente durante o tempo de duração do programa, que é de 20 anos na Alemanha, o que

permite aos PI’s recuperarem os investimentos no sistema em um período que varia de 10 a

12 anos.

A diferença do projeto do LABSOLAR para o modelo alemão, no qual todos os

usuários rateiam o custo do programa, se dá no fato de que os consumidores de baixa renda

seriam excluídos dos encargos na tarifa convencional. Além disso, a proposta brasileira se

encaixa na realidade econômica do país, apresentando alvos, consumidores e tarifas prêmios

diferentes.

O estudo se deu através de simulações de programas de incentivos de diferentes portes

(MWp), taxas internas de retorno ao investidor, duração do programa e período de pagamento

da tarifa prêmio. Com as simulações através de planilhas eletrônicas, os idealizadores do

projeto puderam identificar parâmetros como o custo total do programa, o impacto tarifário

35

que este último terá através da divisão dos custos entre os consumidores finais e o momento

em que o preço da energia FV e da energia convencional será o mesmo para o usuário, ou

seja, quando haverá a paridade da rede.

Os resultados obtidos em relação às análises de impactos tarifários e de investimento

podem ser considerados satisfatórios. Considerando a tarifa prêmio, as simulações mostraram

que, apesar da redução da mesma de acordo com o ano do programa, ela sempre será maior

que a tarifa convencional de energia elétrica da localidade escolhida. Além disso, o encargo a

ser pago pelos usuários finais com vistas a suprir o pagamento das tarifas aos PI’s, no pior dos

casos, foi inferior a R$ 0,01/kWh. Em relação à contribuição energética, ao final do programa

(que foi considerado com duração de 10 anos), o setor residencial seria contemplado com

1,6% do consumo anual do setor residencial (considerou-se o consumo de 2006, que foi de

72.062.231 MWh) sendo suprido pelos SFCR [14].

A paridade da rede, que é definida como o momento no qual o preço da energia FV se

equipara ao valor da energia convencional, foi simulada a partir de diferentes valores de

crescimento anual da tarifa convencional de energia e do custo da energia FV no Brasil, com

taxa interna de retorno de investimentos fixada em 12% a.a para garantir a atração de

possíveis investidores. Os resultados obtidos mostraram que quanto maior for a taxa de

reajuste anual da tarifa convencional, mais rápido acontecerá a paridade da rede. A paridade

aconteceria mais aceleradamente nas regiões onde há a combinação de altos índices de

radiação solar e elevadas tarifas convencionais de energia, como são os casos de Minas Gerais

e Mato Grosso do Sul [15].

Isso ilustra que a energia FV pode, em um futuro próximo, competir com outras fontes

de energia, se medidas de incentivo forem tomadas para a disseminação dessa tecnologia. O

Brasil, apesar de ser um país em desenvolvimento, apresenta uma parcela considerável de sua

população que teria condições de arcar com os custos de um programa de fomento a

tecnologia dos SFCR.

Além disso, por mais que a tecnologia FV ainda continue sendo uma fonte de energia

cara, a literatura mostra que seus custos estão declinando ao longo dos anos e as perspectivas

para os anos seguintes são animadoras por reduções ainda maiores. Já as fontes de energia

convencionais não possuem perspectivas de redução e, pelo contrário, seus encargos

aumentam a cada ano. Portanto, a partir de políticas de incentivo ao uso de SFCR, a paridade

da rede é catalisada, o que torna a diversificação da matriz energética nacional, com vistas às

fontes renováveis, um futuro próximo promissor e possível.

36

CAPÍTULO 2

INVERSORES DE SFCR

2.1 Características técnicas

Os inversores dos SFCR são circuitos estáticos, ou seja, não possuem partes móveis, e

que têm por finalidade efetuar a conversão da potência CC, fornecida pelo gerador FV, em

potência CA, que será injetada diretamente na rede elétrica, com a frequência e tensão ou

corrente de saída desejada e, na maioria das vezes, com forma de onda senoidal de tensão e

corrente com taxa de distorção harmônica dentro dos limites estabelecidos por norma. Além

disso, esse dispositivo tem por função efetuar o seguimento do ponto de máxima potência do

gerador FV, fazendo com que sempre esteja disponível, na entrada do inversor, a máxima

potência que o gerador pode suprir em determinado momento.

Considerando o lado CA, os inversores de SFCR devem possuir controles que efetuem a

desconexão e isolamento, ou seja, ele deve se desconectar da rede se os níveis de tensão e

freqüência não estejam dentro de limites estabelecidos. Sistemas de controle e proteção, que

desconectam o inversor quando a rede elétrica da concessionária falha, também devem ser

agregados ao equipamento, evitando assim a operação ilhada.

Desse modo, esse dispositivo é responsável por todo o sistema de chaveamento e

controle que sincroniza a forma de onda gerada na sua saída com os parâmetros elétricos da

rede.

2.1.1 Circuitos equivalentes, tipos de chaveamento e classificações

Tecnicamente, um inversor nada mais é que um circuito de chaveamento que reverte a

polaridade da tensão sobre a carga de maneira cíclica, de acordo com o ciclo de trabalho. As

configurações básicas dos circuitos equivalentes monofásicos são mostradas na figura 2.1,

onde os dispositivos de chaveamento podem ser dependendo do nível de tensão e da potência

a ser transportada pelo dispositivo, Tiristores, Transistores de Junção Bipolar (TJB’s),

Transistores de Efeito de Campo Metal-Oxido-Semicondutor (MOSFET’s) ou Transistores

Bipolares de Porta Isolada (IGBT’s) [16, 18].

37

(a) VSI em meia ponte (b) VSI em ponte completa (c) CSI

Figura 2.1 – Circuitos equivalentes dos inversores.

Visto pelo lado CC, o inversor pode ser do tipo fonte de tensão (VSI - do inglês

“voltage source inverter”) ou fonte de corrente (CSI – do inglês “current source inverter”).

No primeiro caso, a entrada do inversor é considerada uma fonte de tensão constante, e na

saída é produzida uma forma de onda de tensão com amplitude definida e período de

chaveamento variável. No segundo caso, a entrada é uma fonte de corrente constante e na

saída é produzida uma forma de onda para a corrente com amplitude constante e período de

chaveamento variável.

Em se tratando de inversores VSI, quando o chaveamento é feito de maneira simples, ou

seja, quando os dispositivos são chaveados alternadamente, mudando a polaridade da tensão

sobre a carga de acordo com a frequência desejada, é possível obter uma onda quadrada na

saída do inversor. Esse esquema, no qual a forma de onda de saída é mostrada na figura 2.2

(a), é usado em alguns inversores para aplicações isoladas e não é indicado para o uso em

cargas indutivas, uma vez que estas, para funcionar corretamente, demandam uma forma de

onda senoidal ou próxima à senoidal. Apesar de ser simples, o esquema de chaveamento para

onda quadrada tem a desvantagem de não prover controle da forma de onda entregue à carga,

o que resulta em elevada taxa de distorção harmônica. Desse modo, fica evidente que esse

tipo de inversor não é usado em aplicações conectadas à rede.

Outra forma de onda pode ser obtida na saída do inversor, chamada de quadrada

modificada. Isso é possível através da modificação da lógica de chaveamento, fazendo com

que os pares de chaves não atuem simultaneamente, ou seja, há um defasamento entre eles. A

consequência dessa modificação pode ser vista na figura 2.2 (b), a qual mostra que há

intervalos onde os dois lados da ponte inversora aplicam o mesmo nível de tensão na carga,

fazendo a resultante ir a zero. A forma de onda modificada criada na saída do inversor tem o

mesmo valor rms da onda senoidal equivalente. Ao contrário do esquema anterior, é possível

38

fazer o controle da tensão rms submetida à carga e reduzir a taxa de distorção harmônica na

saída fazendo a onda modificada se assemelhar ainda mais à onda senoidal. Inversores de

onda quadrada modificada são disponíveis no mercado para aplicação isolada, apesar de não

serem indicados para o uso em cargas indutivas que requerem sua alimentação na forma de

onda senoidal.

Inversores mais modernos utilizam a modulação por largura de pulso (PWM – do inglês

“Pulse Width Modulation”) para sintetizar uma senoide na saída do inversor e, assim, reduzir

a taxa de harmônicos e obter melhor controle da forma de onda gerada. A figura 2.2 (c)

mostra as formas de onda da saída modulada e da senoide sintetizada a partir da média de

cada período da modulação, considerando apenas a frequência fundamental. Os tempos de

chaveamento são determinados a partir da comparação entre as amplitudes em cada semi-

ciclo de uma onda senoidal de referência e uma portadora de alta frequência em formato

triangular.

Figura 2.2 – Formas de onda na saída em diferentes tipos de chaveamento.

39

Os inversores do tipo CSI também podem ser chaveados pelos métodos descritos

anteriormente, porém, nesse caso a fonte de tensão é substituída por uma fonte de corrente em

série com uma indutância de valor elevado. É este último que mantém um nível eficaz e

constante da corrente de alimentação, em um curto período de tempo [17]. O controlador,

mostrado na figura 2.1(c), faz o casamento entre a tensão da carga e da fonte, mantendo,

assim, a corrente no indutor constante. Esse tipo de inversor somente é utilizado para SFCR, e

a corrente de saída é gerada a partir da comparação entre uma referência com a forma de onda

de tensão da rede, fato que comanda a sequência de chaveamento dos dispositivos

comutadores. Como ambas devem estar em fase, a referência pode ser variada tanto em fase

como em amplitude, garantindo assim que a corrente de saída do inversor também esteja em

fase com a rede.

Em SFCR, é mais usual a utilização de inversores VSI, devido ao fato do gerador FV

operar de maneira mais adequada com um circuito intermediário de tensão, por causa da sua

característica não linear quando o ponto de operação se aproxima do de máxima potência.

Para um circuito intermediário de corrente, a estabilização é mais complicada devido à

variação acentuada desse parâmetro quando o ponto de operação está perto do de máxima

potência [9]. Ambas as situações são mostradas na figura 2.3.

Figura 2.3 – Curvas de potência de geradores FV [9].

Ainda assim, foram desenvolvidas alternativas para a implementação de inversores do

tipo CSI. Em [19] é proposto um sistema de chaveamento, assim como uma malha de

controle, para um protótipo de inversor, que consegue aumentar a eficiência de conversão e

diminuir a frequência de chaveamento PWM requerida para o processo. O circuito do

inversor, baseado em conversores buck-boost, uma ponte inversora e um filtro LC de saída, é

mostrado na figura 2.4. Os conversores CC trabalham em PWM (chaves Q1 até Q6), enquanto

que o chaveamento do inversor é feito na frequência da rede (chaves Q7 até Q10).

40

Fonte CC

(Gerador FV)

Q1

Q2

Q3

Q4

Q5

Q6

Q7

Q8

Q9

Q10

Fonte CA

(Rede Elétrica)

L1 L2 L3 L4 L5 L6

C

L

C

Figura 2.4 – Circuito de um inversor CSI [19].

Visto pelo lado CA, os inversores VSI podem ser controlados por tensão ou por

corrente. A estratégia de controle diz respeito à referência utilizada para o processo de

chaveamento. No primeiro caso, a tensão a ser fornecida para a carga é utilizada como padrão

a ser seguido, e a forma de onda de tensão na saída do inversor deve se assemelhar a

referência. Esse tipo de configuração é mais utilizado em sistemas autônomos, uma vez que o

inversor consegue produzir uma tensão com forma de onda senoidal e amplitude constante,

mesmo que a carga seja não linear e esteja demandando corrente não senoidal.

Quando o controle é realizado por corrente, este parâmetro é utilizado como referência,

e o chaveamento deve ser efetuado com a finalidade de gerar uma onda que se assemelhe a

padrão. Como em SFCR a finalidade é produzir energia elétrica de qualidade que poderá ser

fornecida à rede elétrica, o modo de controle por corrente é massivamente utilizado nos

inversores dessa aplicação, uma vez que é possível obter, através de um circuito de controle

relativamente simples, um fator de potência bem próximo da unidade e uma pequena taxa de

distorção harmônica na corrente de saída, dependendo da situação operacional do inversor. A

figura 2.5 mostra os valores do fator de potência e da Taxa de Distorção Harmônica de

corrente (THDI) em função da razão entre a potência gerada pelo SFCR (PAC) e a potência

nominal do inversor (Pnom). Observa-se que PAC acima de 50% da potência nominal, a THDI é

inferior a 5 %, com o sistema operando com fator de potência unitário.

41

TH

DI(%

)

Fa

tor d

e P

otê

ncia

Fator de Potência THDI

Pnom

PAC (%)_____

Figura 2.5 – Fator de potência e THD em função da potência gerada [57].

Quanto à comutação, os inversores podem ser classificados em comutados pela rede, ou

auto-comutados. Os primeiros possuem dispositivos comutadores, em geral tiristores, que

podem controlar somente seu estado “ligado”, e não o “desligado”. Esse último é conseguido

através da redução a zero da corrente que passa pela chave, o que só acontece com o auxílio

de algum circuito ou fonte suplementar. Essa filosofia consiste em polarizar inversamente a

chave por um tempo finito, fazendo com que cesse a corrente, além de garantir que a chave,

após ter passado para o estado desligado, seja capaz de bloquear a tensão direta. A figura 2.6

mostra uma estratégia de comutação de tiristores que utiliza um gerador de pulsos para

polarizar inversamente a chave e garantir o desligamento desta.

No início do desenvolvimento de inversores para SFCR, várias versões trifásicas e

monofásicas de inversores comutados pela rede foram fabricadas e comercializadas.

Entretanto, estas possuíam problemas, principalmente relacionados à qualidade da energia

gerada, uma vez que esses inversores produziam corrente com elevada taxa de distorção

harmônica mesmo nos períodos de considerável carregamento do inversor [18, 20, 21, 22].

Hoje em dia, somente alguns inversores trifásicos, com potência nominal acima de 500 kW

são utilizados nessa configuração.

42

Gerador de PulsosFonte

CC

C Tiristor

R

Figura 2.6 – Circuito auxiliar para o desligamento do tiristor.

Os inversores auto-comutados são aqueles que possuem dispositivos de chaveamento

que podem controlar tanto o estado “ligado” como o “desligado”, onde os IGBT’s e os

MOSFET’s são mais utilizados e a modulação PWM é adotada para garantir a formação de

uma forma de onda senoidal na saída do conversor. Esses inversores podem controlar as

formas de onda de tensão e de corrente no lado CA, dependendo do esquema de controle

adotado. Desse modo, o fator de potência pode ser ajustado para se aproximar da unidade e os

harmônicos de corrente ou de tensão podem ser suprimidos, dependendo da potência de

operação. Esses inversores também possuem a vantagem de serem bem resistentes as

perturbações que normalmente ocorrem na rede elétrica convencional [18].

Ao longo dos anos, várias topologias de inversores foram desenvolvidas, assim como

diferentes tipos de comutação foram utilizados. Com a crescente inserção de SFCR ao redor

do mundo, questões relacionadas à qualidade da energia elétrica gerada e à confiabilidade dos

sistemas tornaram necessária a utilização de inversores que garantissem os níveis definidos

por normas, dentre as quais se podem citar: IEEE 929/2000 (Práticas recomendadas para

SFCR), IEEE 1547/2003 (Norma para a interconexão de fontes distribuídas nos sistemas

elétricos de potência), UL 1741 (Inversores, conversores e controladores para o uso em

sistemas de potência independentes), IEEE 519/1992 (Práticas recomendadas e requisitos para

o controle de harmônicos em sistemas elétricos de potência) e a ANSI/IEEE C6541/1991

(Práticas recomendadas para surtos de tensão em circuitos em CA de baixa tensão). Desse

modo, a presente solução para inversores monofásicos utilizados em SFCR está na

configuração auto-comutada [18,20].

43

2.1.2 Seguimento do ponto de máxima potência

Como visto no capítulo 1, dependendo do nível de radiação no plano gerador e da

temperatura de operação da célula, o gerador FV se comporta, eletricamente, de acordo com

uma curva I x V. Para cada situação existe um ponto de operação onde há a máxima

transferência de potência disponível pelo gerador FV. Desse modo, é conveniente que o

inversor seja equipado com um dispositivo capaz de deslocar o ponto de operação do gerador

para o de máxima potência. Isso pode aumentar a eficiência global do sistema, uma vez que o

inversor provavelmente terá disponível na sua entrada o maior valor de potência que pode ser

suprida pelo gerador em determinada condição de operação (radiação e temperatura).

É possível estimar o ponto de máxima potência (PMP) de um gerador FV a partir da

equação 2.1 [23, 24, 9], onde PFVnom é a potência nominal do gerador FV, HFV é a irradiância

incidente no plano do gerador, T é a temperatura de operação do gerador e é o coeficiente

de perda de potência com a temperatura , normalmente fornecido pelo fabricante dos

módulos. HSTC (1000 W/m2) e TSTC (25 ºC) são os valores de irradiância e temperatura nas

condições padrão, respectivamente.

As figuras 2.7 e 2.8 mostram o desempenho do seguimento do ponto de máxima

potência para um determinado SFCR operando em um dia nublado e de céu claro,

respectivamente, com as medições sendo realizadas no mês de janeiro de 2006. O sistema

considerado está instalado na fachada do prédio da administração do Instituto de Eletrotécnica

e Energia (IEE) da Universidade de São Paulo (USP) e tem como configuração um gerador

FV de 1,477 kWp constituído de 20 módulos FV policristalinos do modelo MSX-70 da

Solarex, conectados a um inversor de 1 kW de potência nominal da SMA, modelo SB 1100.

Quando são comparadas as eficiências globais do seguimento para os dois dias,

percebe-se que em um dia de céu claro (85,6%) esse valor é maior que no dia nublado (78%).

Isso devido ao fato da dificuldade do Seguidor do Ponto de Máxima Potência (SPMP) em

encontrar o ponto de operação ótimo do gerador FV frente às rápidas mudanças nas condições

climáticas, principalmente quando se trata da variação da irradiância no plano gerador quando

este último é sombreado.

Por outro lado, é possível perceber a discrepância entre os valores medidos e calculados

na figura 2.8 para potências CC maiores que 900 W. Isso pode ser explicado pelo fato de que

44

a potência teórica é calculada pela equação 2.1. Essa metodologia de cálculo leva em

consideração somente as influências das variações da irradiância no plano do gerador, além

do coeficiente de perda de potência com a temperatura. Algumas perdas associadas, como

aquelas por dispersão entre os módulos FV, as perdas ôhmicas no cabeamento CC, perdas por

temperatura devido ao aquecimento do inversor, além da eficiência do SPMP contribuem para

que os valores medidos e calculados sejam diferentes nos horários de maior disponibilidade

do recurso solar, que coincidem com os horários de temperatura ambiente mais elevada.

Figura 2.7 – Comparação entre potência medida e calculada em dia de céu nublado.

0

100

200

300

400

500

600

700

0:00 2:24 4:48 7:12 9:36 12:00 14:24 16:48 19:12 21:36

Po

tên

cia

(W)

SPMP - 01/01/2006

P medida

P calculada

45

Figura 2.8 - Comparação entre potência medida e calculada em dia de céu claro.

A figura 2.9 mostra a eficiência do SPMP no dia 17/01/2006. Percebe-se que os maiores

valores de eficiência se dão no período da manhã, no qual a temperatura ambiente e,

consequentemente, a temperatura do inversor são mais baixas.

Figura 2.9 – Eficiência do SPMP para o dia 17/01/2006.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

00:00 04:48 09:36 14:24 19:12 00:00

Po

tên

cia

(W)

SPMP - 17/01/2006

P medida

P calculada

0.00%

10.00%

20.00%

30.00%

40.00%

50.00%

60.00%

70.00%

80.00%

90.00%

100.00%

00:00 02:24 04:48 07:12 09:36 12:00 14:24 16:48 19:12 21:36

Eficiência do SPMP (17/01/2006)

46

Os SPMP vem, ao longo do tempo, sendo desenvolvidos a partir de várias técnicas de

controle e conversores de potência CC/CC, dos quais os conversores boost (elevador de

tensão), buck (abaixador de tensão) e buck-boost (elevador e abaixador de tensão) são os mais

utilizados. A escolha de um determinado tipo de conversor depende da estratégia e do

algoritmo de seguimento adotado [25, 26, 27, 28, 29].

O dispositivo de seguimento deve possuir algum método capaz de identificar a tensão

na qual é obtida a máxima potência disponível pelo gerador FV em determinadas condições,

além de um controlador que comande o conversor a manter a tensão do gerador FV o mais

próximo possível do valor ótimo. O controlador do tipo Proporcional-Integral (PI) é bastante

utilizado nos métodos para o seguimento do ponto de máxima potência devido a sua

facilidade de implementação e a estabilidade no controle do processo [25]. Ao longo dos anos

foram desenvolvidos vários métodos para estimar o ponto ótimo de operação, sendo que o

mais básico se dá modelando o gerador FV, estimando previamente IMP para várias condições.

Desta forma, é possível deduzir o ponto de máxima potência através da medição da tensão e

da corrente de operação, comparando este último valor com os valores de corrente pré-

determinados na modelagem do gerador. Esta aproximação, porém, terá erros consideráveis se

a irradiância e a temperatura variarem seus valores em curtos intervalos de tempo [16].

Visando obter a máxima eficiência de seguimento, outros métodos mais eficazes foram

propostos na literatura [25, 26] e alguns deles são mostrados a seguir:

a) Método da tensão constante: o algoritmo desse método de SPMP é

relativamente simples e consiste em deslocar o ponto de operação do gerador FV para o mais

próximo possível do PMP, através da regulação da tensão do gerador para um valor de

referência fixo igual Vmp característico dos módulos ou outro valor previamente designado

como tensão ótima. Nesse método, é assumido que as variações de irradiância e temperatura

no gerador FV são insignificantes e que a tensão constante de referência é uma aproximação

adequada do PMP. Para a implementação desse método, é necessária somente a medição da

tensão do gerador, que servirá como sinal de controle para um controlador PI, o qual atuará

diretamente no ciclo de trabalho do conversor CC/CC que deve ser utilizado. A figura 2.10

ilustra essa filosofia de seguimento.

47

Medição da

Tensão

CC/CC

Controlador

PI

CargaGerador

FV

Inversor

Figura 2.10 – Método da tensão constante.

b) Método do pulso de curto-circuito: nesse método, o PMP é encontrado a partir

do envio da medição da corrente de curto-circuito e da tensão de operação gerador FV a um

controlador PI, o qual age no ciclo de trabalho do conversor CC/CC utilizado. Esse método se

baseia no fato de que a corrente no PMP é proporcional a corrente de curto circuito, para

todas as condições climáticas, como foi mostrado no capítulo 1. Para a implementação do

algoritmo de controle, é necessária a medição da corrente de curto circuito, que é feita através

da introdução, em paralelo ao gerador FV, de uma chave estática que cria a condição de curto-

circuito, além da medição da tensão de operação do gerador FV, como mostrado na figura

2.11.

Medição da Tensão e da

Corrente de curto-circuito

CC/CC

Controlador

PI

CargaGerador

FV

Inversor

Figura 2.11 – Método do pulso de curto-circuito.

c) Método da tensão de circuito aberto: esse método é baseado na observação,

como já vista no capítulo 1, de que Vmp pode ser aproximado a partir de uma relação com Voc.

Essa técnica estima que a tensão de operação equivale a 76% daquela na condição de circuito

aberto, o que se torna uma boa aproximação para o PMP. Como é necessária a medição de

Voc, deve-se introduzir uma chave estática conectada em série com o gerador FV para criar a

48

condição de circuito aberto. Além disso, como nos outros métodos, a tensão de operação do

arranjo deve ser medida para servir como sinal para o controlador PI, o qual age no conversor

CC/CC. A figura 2.12 ilustra esse método.

Medição da Tensão de

operação e de circuito aberto

CC/CC

Controlador

PI

CargaGerador

FV

Inversor

Figura 2.12 – Método da tensão de circuito aberto.

d) Método da condutância incremental: esse método se baseia na equação 2.2, que

é válida para o PMP

Onde IFV e VFV são, respectivamente, a corrente e a tensão de operação do gerador FV.

Quando a relação da equação 2.2 for menor que zero, o ponto de operação estará à direita do

PMP da curva P x V. Se a relação for maior que zero, o ponto de operação estará à esquerda

do PMP. Desse modo, o PMP pode ser encontrado através da comparação entre a condutância

instantânea (IFV/VFV) e a condutância incremental (dIFV/dVFV). O algoritmo somente necessita

da medição dos dois parâmetros elétricos do gerador, e a maneira de calcular o PMP faz esse

método ter um bom desempenho quando há mudanças nas condições atmosféricas em curtos

intervalos de tempo. A figura 2.13 ilustra a filosofia desse método.

49


Corrente de operação

CC/CC

Controlador

PI

CargaGerador

FV

Inversor

Figura 2.13 – Método da condutância incremental.

e) Método da temperatura: Nesse método é levada em consideração a variação da

tensão do gerador FV frente a mudanças na temperatura da célula. Existem dois algoritmos na

literatura [25] que utilizam o método da temperatura: gradiente de temperatura e temperatura

paramétrica.

No primeiro, Voc é calculado a partir da equação 2.3, onde T é a temperatura da célula,

TSTC é a temperatura nas condições padrão, VocSTC é a tensão de circuito aberto nas condições

padrão e µVoc é o coeficiente de temperatura da tensão de circuito aberto. A tensão ótima de

operação é então determinada a partir do método da tensão de circuito aberto. Nesse algoritmo

são necessárias as medições da temperatura e da tensão de operação do gerador, necessárias

para a correta operação do controlador PI, o qual age no ciclo de trabalho do conversor

CC/CC utilizado. A figura 2.14 ilustra esse método.


Temperatura de operação

CC/CC

Controlador

PI

CargaGerador

FV

Inversor

Figura 2.14 – Método da temperatura.

No segundo algoritmo, Vmp é calculado instantaneamente a partir da equação 2.4, onde T

é a temperatura de operação e HFV a irradiância no plano do gerador FV. As constantes u, v, w

50

e y devem ser estimadas para cada nível de irradiância. É comum calcular as constantes e

defini-las em intervalos fixos (0 a 100 W/m2, 100 W/m

2 a 200 W/m

2 e assim sucessivamente)

até o valor de irradiância padrão (1000 W/m2). As variáveis necessárias para correta operação

do controlador PI, que devem ser medidas, são a tensão e temperatura do gerador FV, além da

irradiância no plano do mesmo.

f) P&O (perturbar e observar): Esse método, que é largamente utilizado em

inversores de SFCR, possui vários tipos de algoritmos já citados na literatura [16, 25, 26]. Em

linhas gerais, o método P&O é baseado em ciclos de perturbações que são feitas no ponto de

operação do inversor, aumentando ou diminuindo a tensão do gerador FV. Dependendo da

intensidade e do sentido da variação na potência gerada, o controlador age diretamente no

ciclo de trabalho do conversor CC/CC. Ou seja, se a potência do gerador aumentar após a

perturbação, o próximo ciclo terá o mesmo sentido do anterior, caso contrário, no ciclo

seguinte a perturbação terá um sentido reverso à anterior. A figura 2.15 mostra um ciclo de

perturbação até o gerador alcançar o PMP, indicando o caminho do ponto de operação na

curvas I x V e P x V.

PMP

I, P

V

Figura 2.15 – Método P & O [25].

Outro aspecto que afeta o desempenho dos SPMP é a flutuação (ripple) de tensão nos

terminais do gerador FV. Esse valor deve ser suficientemente pequeno para que o sistema

opere próximo ao ponto de máxima potência sem oscilações consideráveis. Segundo [20], há

51

uma relação entre a amplitude do ripple de tensão e a eficiência do SPMP dada através da

equação 2.5.

Onde r é a amplitude do ripple de tensão; Vmp e Pmp são, respectivamente, tensão e

potência no PMP; α e β são os coeficientes da aproximação por série de Taylor da corrente de

segunda e primeira ordens, respectivamente. é a eficiência do SPMP, mostrada na

equação 2.6, e é definida como a razão entre a energia gerada pelo gerador FV e a energia que

poderia ser entregue por esse mesmo gerador se o inversor tivesse um SPMP ideal, sendo que

a potência é integrada em um intervalo T que equivale ao período de oscilação do ripple.

Investigações mostram que a amplitude do ripple deve ser inferior a 8,5% de Vmp, com vistas

a atingir uma eficiência do SPMP em torno de 98% [20].

Como a flutuação nos terminais do gerador FV é afetada pela técnica de controle do

SPMP, fica evidente a necessidade da utilização de um método preciso que desloque o ponto

de operação do gerador e mantenha o mesmo com mínimas oscilações. Equipamentos

modernos, acoplados aos inversores de SFCR, conseguem garantir eficiência de seguimento

próxima aos 98%, para potências de entrada CC acima de 30% em relação à potência

nominal. [26, 27, 28, 29]. Contudo, para potências de entrada CC próximas ou abaixo desse

valor, o SPMP se torna complexo devido a característica da curva de potência do gerador FV

para baixos índices de irradiância. A figura 2.16 ilustra o SMPM para duas situações distintas

de carregamento do inversor, o qual admite na sua entrada no máximo 2100 W.

52

Figura 2.16 – Situações distintas para o SPMP.

2.1.3 Eficiência de conversão

Na configuração básica de um SFCR, por simplicidade, consideram-se os conjuntos

formados pelo gerador FV, o inversor e a rede elétrica local. O primeiro gera a energia em CC

que será condicionada na unidade de potência e transformada em CA, para ser diretamente

injetada na rede. Em cada etapa de processamento da energia há perdas relacionadas à

diferentes causas, mas que no final contabilizarão na eficiência da conversão. A figura 2.17

mostra um diagrama esquemático de um SFCR, no qual são indicadas as perdas referentes ao

SPMP e à inversão de CC em CA.

53

Figura 2.17 – Diagrama esquemático de um SFCR.

Considerando especificamente o inversor para SFCR, sabe-se que a eficiência do

mesmo depende da sua potência de saída. Essa dependência pode ser expressa em termos do

auto-consumo e das perdas inerentes a dependência com o seu carregamento, ou seja, a

potência que está sendo fornecida na entrada do inversor pelo gerador FV [9, 16], como

mostra a equação 2.7.

Onde psaída corresponde à normalização da potência de saída do inversor em relação à

sua capacidade nominal. Desse modo, a soma dos demais termos no denominador da equação

2.7 quantifica as perdas de conversão do inversor. O parâmetro k0 representa o fator

relacionado ao auto-consumo do dispositivo e não depende da potência de saída. Os

parâmetros k1 e k2 são referentes às perdas por carregamento do inversor. O primeiro leva em

consideração aquelas que variam linearmente com a potência de saída, como as quedas de

tensão em diodos e dispositivos de chaveamento, enquanto que o segundo leva em

consideração aquelas que variam com o quadrado da potência de saída, principalmente as

relacionadas às perdas ôhmicas. A determinação desses parâmetros é feita a partir das

equações 2.8, 2.9 e 2.10 [9, 23].

54

Os parâmetros , e são os valores da eficiência do inversor devido ao

carregamento do mesmo em 100%, 50% e 10% em relação à potência nominal,

respectivamente. Essa informação pode ser encontrada na curva do dispositivo. A figura 2.18

mostra a curva característica dos inversores, dada com a relação entre as eficiências e o

carregamento do mesmo, normalizado em relação à potência nominal. Essa curva é fornecida

pelo fabricante do equipamento e serve como ponto de partida para o adequado

dimensionamento do inversor em relação ao gerador FV.

Figura 2.18 – Curva característica do inversor.

Nos períodos em que não há potência CC suficiente para alimentar os elementos que

constituem o inversor, durante períodos nublados e/ou chuvosos, por exemplo, o autoconsumo

de operação inversor (k0) é reduzido (0 ≤ k0’ ≤ k0) e ele desliga devido ao conceito de

autoconsumo de stand by (k0’). Se k0’ = 0, então se tem um desligamento completo. Todavia,

se k0’ = k0, a operação é completa, porém não há fluxo de potência da geração para a carga, ou

seja, não há carga nem potência de operação. Como k0’ é um parâmetro de difícil obtenção e

gera erro desprezível, k0 é um valor fixo calculado na equação 2.18 [9].

55

2.2 Características operacionais

Os inversores utilizados em SFCR interagem com a rede elétrica no ponto de conexão

do sistema injetando a potência em CA produzida a partir da geração FV. Se for assumido que

o dispositivo trabalha com fator de potência unitário, e considerando somente a frequência

fundamental da corrente e da tensão, a potência entregue à rede elétrica é mensurada a partir

da equação 2.11, que é deduzida a seguir [20].

Onde Pinjetada é a potência instantânea gerada, pinjetada é a potência média injetada, ωrede é

a frequência da rede elétrica e t é o tempo. Idealmente, a equação 2.11 descreve a forma como

se comporta a potência entregue pelo inversor em sistemas monofásicos. A partir dela é

possível concluir que a potência instantânea injetada na rede elétrica varia com o quadrado do

seno da frequência fundamental da rede e o dobro da potência média injetada. Isso reflete do

lado CC, ocasionando oscilações tanto na potência quanto tensão do gerador FV.

Outras situações indesejáveis que podem ocorrer nos SFCR e que devem ser limitadas

ou suprimidas pelo inversor dizem respeito à injeção de níveis em CC na rede, emissões

eletromagnéticas, geração de harmônicos e operação ilhada. Nos tópicos subseqüentes são

detalhados esses problemas.

2.2.1 Atenuação das oscilações

Como visto no item anterior, a potência instantânea do SFCR varia com o dobro da

potência média injetada na rede e com o quadrado do seno da frequência da rede. A oscilação

na potência CA também causa uma variação na potência e na tensão do lado CC do sistema.

Nos itens relacionados aos SPMP, foi mostrado que os métodos apresentados utilizam como

parâmetro de atuação a tensão do gerador FV. Se o ripple de tensão for acentuado, o trabalho

do SPMP para achar a tensão ótima de operação será mais complexo, uma vez que o gerador

FV terá seu ponto de operação deslocado a todo o momento. Esse inconveniente é evitado a

partir da inserção de um dispositivo de armazenamento em paralelo ao gerador FV, o que

diminui o nível do ripple de tensão. Capacitores eletrolíticos ou de filme são utilizados para

56

esse fim nos inversores de SFCR. A equação 2.12 mostra como o corre o dimensionamento da

capacitância em relação à potência nominal do sistema, PFV, a amplitude da tensão do gerador

FV, VFV, a máxima amplitude do ripple, r, e à frequência da rede elétrica, ωrede [20].

2.2.2 Injeção de componentes CC

O SFCR pode, em alguns momentos, injetar na rede elétrica convencional níveis de CC

significantes, fato que afeta a qualidade da energia da rede, além dos equipamentos

conectados próximos ao ponto de conexão do sistema. A norma IEEE 929/2000 define que os

SFCR não devem injetar na rede elétrica de distribuição componentes CC maiores do que

0,5% da corrente instantânea na saída do inversor, tanto em condições normais como

anormais (transientes causados por sombreamento, por exemplo) de operação.

Fabricantes de inversores de SFCR geralmente lançam mão de dois métodos para evitar

injeção de componentes CC na rede elétrica. Um deles é incorporar um transformador de

saída no dispositivo. O outro método utiliza um sensor de corrente CC, o qual dá um sinal

para iniciar o desligamento do equipamento se o nível de componente CC ultrapassar um

limite pré-estabelecido.

2.2.3 Emissões eletromagnéticas

Como já citado anteriormente, os inversores modernos utilizam a modulação PWM em

alta frequência para sintetizar a forma de onda senoidal na sua saída. Frequências de

chaveamentos maiores que 20 kHz fazem o dispositivo emitir ondas eletromagnéticas que

podem causar interferências, principalmente na faixa de rádio frequência. Isso pode afetar

equipamentos de comunicação, tornando-se um inconveniente para os sistemas [18].

Para evitar a ocorrência desses fatos, grande parte dos inversores é equipada com

dispositivos para filtragem, onde filtros EMC (do inglês – “Electromagnetic Compatibility”)

de modo comum e diferencial são comumente utilizados para esse fim. A blindagem também

é outra estratégia utilizada, na qual a própria carcaça do inversor é utilizada para esse fim.

57

2.2.4 Geração de harmônicos

Os SFCR geram ondas de tensão e corrente deformadas em relação a uma onda

senoidal ideal. Isso ocasiona a injeção de harmônicos na rede elétrica da concessionária local,

fato que afeta a qualidade de energia da mesma. Como já mostrado na figura 2.5, o nível de

harmônicos de corrente produzido pelos SFCR depende do carregamento do inversor e é mais

intenso quando há baixa disponibilidade do recurso solar.

Os fabricantes de inversores de SFCR disponibilizam informações acerca das distorções

harmônicas de corrente, mas sempre em relação à potência nominal. Nos inversores modernos

operando acima de 50 % da potência nominal, a distorção harmônica de corrente geralmente é

baixa e somente algumas componentes com ordem inferior à máxima definida por

normatizações (por exemplo, a 33a na IEEE 929) aparecem na contabilização do THD (do

inglês – “Total Harmonic Distortion”).

Uma vez que sistemas FV passam boa parte do dia operando abaixo da potência

nominal, é imprescindível considerar as distorções que ocorrem nos baixos níveis de produção

de energia. Mais interessante ainda é analisar o SFCR quando este opera abaixo de 20% da

potência nominal, uma vez que nessas condições o SPMP e o circuito de controle do fator de

potência do inversor são desligados, devido à dificuldade de localizar o ponto de operação

ótimo na curva característica [31]. Nessas condições, a magnitude das componentes

harmônicas de corrente pode ser até dez vezes mais intensa do que a magnitude das distorções

na corrente quando o sistema opera em potência nominal. Isso significa dizer que em baixos

níveis de potência, o THD de corrente é mais elevado do que o valor quando o sistema

trabalha em potência nominal. A tabela 2.1 mostra os limites de harmônicos individuais e

total de corrente definidos pela norma IEEE 929, em relação à frequência fundamental.

Tabela 2.1 – Limites de harmônicos de corrente [32].

Harmônicos ímpares Limite de distorção

3º ao 9º < 4%

11º ao 15º < 2%

17º ao 21º < 1,5%

23º a 33º < 0,3%

> 33º < 0,6%

THD < 5%

Em relação aos harmônicos de tensão, estes não afetam significativamente na qualidade

da energia da rede elétrica da concessionária se o tamanho do SFCR for relativamente

58

pequeno em comparação à potência de curto-circuito da rede no ponto de conexão do sistema.

À medida que o porte do sistema aumenta, a potência instalada pode ser equivalente ou

exceder a carga vista pelo ponto de conexão, que no caso dos sistemas de distribuição em

baixa tensão chega a algumas centenas de kW. Nesse caso, efeitos significativos da distorção

harmônica proveniente dos SFCR podem aparecer na tensão da rede elétrica, quando operados

em baixos níveis de potência [31]. Medidas mitigadoras devem ser tomadas, como devida

filtragem dos harmônicos e regulação da tensão, para que o nível de distorção harmônica de

tensão não ultrapasse os limites estabelecidos pelas normas, como a EN 50160, que normatiza

as características da tensão nos sistemas de distribuição da Europa. A tabela 2.2 apresenta os

limites de harmônicos de tensão da referida norma, em relação à frequência fundamental.

Tabela 2.2 – Limites dos harmônicos de tensão [33].

Harmônicos Ímpares Harmônicos Pares

Não múltiplos de 3 Múltiplos de 3

Ordem Taxa Máxima(%) Ordem Taxa Máxima(%) Ordem Taxa máxima(%)

5 6 3 5 2 2

7 5 9 1,5 4 1

11 3,5 15 0,5 6...24 0,5

13 3 21 0,5

17 2

19 1,5

23 1,5

25 1,5

Essa norma define que o THD máximo de tensão deve ser menor que 8%.

No Brasil, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) publicou, em 2008, um

documento normativo, a partir da resolução normativa nº 345/2008 que rege as os

procedimentos nos sistemas de distribuição, intitulado Procedimentos de Distribuição de

Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional (PRODIST). Nesse documento há uma seção

destinada à qualidade de energia elétrica, o qual estabelece os limites de harmônicos de tensão

individuais e total, a qual é limitada em 10 % para sistemas com tensão de operação menores

que 1 kV. A tabela 2.3 mostra os valores limites dos harmônicos em relação à frequência

fundamental.

59

Tabela 2.3 – Limites de harmônicos de tensão definidos pelo PRODIST [58].

Harmônicos Ímpares Harmônicos Pares

Não múltiplos de 3 Múltiplos de 3

Ordem Taxa Máxima(%) Ordem Taxa Máxima(%) Ordem Taxa máxima(%)

5 7,5 3 6,5 2 2,5

7 6,5 9 2 4 1

11 4,5 15 1 6...24 1

13 4 21 1

17 2,5

19 2

23 2

25 2

2.2.5 Operação ilhada e critérios para conexão

A operação ilhada de um SFCR ocorre quando este continua a operar e fornecer energia

elétrica para as cargas locais mesmo nas ocasiões nas quais a rede elétrica da concessionária é

desconectada do sistema, seja por manobras para manutenção ou faltas. De outra forma, esse

fenômeno pode ser definido como a condição na qual uma parte da rede de distribuição, a

qual contém tanto carga como geração, é isolada do restante do sistema, continuando a operar.

A operação ilhada é desvantajosa tanto do ponto de vista da segurança quanto da

qualidade de energia. Primeiro porque nessas condições o circuito que deveria estar

desenergizado continua a operar, oferecendo riscos principalmente aos funcionários da

concessionária local quando houver serviços de manutenção no alimentador onde o sistema

está conectado. Segundo porque o equipamento dificilmente conseguirá manter os níveis dos

parâmetros elétricos dentro da norma, uma vez que o sinal de referência foi perdido. Além

disso, danos podem ser causados no inversor e na rede elétrica local devido à re-energização

não sincronizada.

Ao longo dos anos, vários métodos para a detecção da operação ilhada foram estudados

e implementados nos inversores dos SFCR. Basicamente, os métodos para detecção podem

ser divididos em passivos e ativos.

No primeiro caso, há medições contínuas das grandezas elétricas (tensão, frequência e

fase), havendo o desligamento do inversor da rede se alguma das grandezas estiver fora dos

intervalos normatizados. Nos métodos passivos não há inserção de qualquer tipo de

perturbação na rede pelo inversor, uma vez que eles detectam a perda do sinal da rede

somente pela medição dos parâmetros do sistema citados anteriormente.

60

Os métodos ativos para detecção da operação ilhada introduzem perturbações no ponto

de conexão do sistema e monitora a resposta para determinar se a rede ainda está conectada,

com frequência, tensão e impedância estáveis. Se o sinal introduzido na rede afetar os

parâmetros citados de tal forma que ultrapassem os limites normatizados, o circuito de

detecção da operação ilhada atua no sentido de desconectar o inversor. As tabelas 2.4 e 2.5

mostram os principais métodos passivos e ativos utilizados nos inversores de SFCR.

Tabela 2.4 – Métodos Passivos para detecção de operação ilhada [16].

Métodos Passivos Características Operacionais

Sobretensão Desliga o inversor quando a tensão da rede for maior que o

limite superior.

Subtensão Desliga o inversor quando a tensão da rede for menor que o

limite inferior

Sobrefrequência Idem sobretensão, mas para a frequência.

Subfrequência Idem subtensão, mas para a frequência.

Taxa de Variação da

Frequência

Monitora a frequência do sistema, ignorando as pequenas

variações e possuindo rápida resposta às variações

acentuadas.

Degrau de Fase da Tensão Monitora diferença de fase entre tensão e corrente para

mudanças repentinas desses parâmetros.

Detecção da 3a Componente

Harmônica de Tensão

Os harmônicos de tensão aumentam quando a impedância no

ponto de conexão é elevada.

Tabela 2.5 – Métodos ativos para detecção da operação ilhada. [16, 18, 34, 35].

Métodos Ativos Características Operacionais

Deslocamento da

Frequência

Monitora o valor da frequência e desliga o sistema se esta

divergir dos limites estabelecidos.

Medição da Impedância Detecta o valor da impedância vista pelo ponto de conexão

pela injeção de corrente na rede.

Medição da Impedância

Harmônica

Detecta a resposta em forma de impedância após a injeção de

pulsos em alta frequência.

Variação de Potência Ativa

e Reativa

Detecta as respostas em tensão e frequência a partir das

variações de potência ativa e reativa.

Comunicação pela rede Detecta as mudanças de tensão e frequência a partir da

transmissão entre o inversor e a rede elétrica.

Todos os inversores de SFCR devem possuir métodos para proteção contra

sobre/subtensão e sobre/subfrequência, segundo a norma IEEE 929. Esses métodos, como

vistos na tabela 2.4, efetuam a desconexão do inversor se a frequência e a amplitude da tensão

no ponto de conexão estiverem fora dos limites estabelecidos por norma. Porém, esses

métodos não são suficientes, uma vez que eles possuem zonas de não detecção da operação

ilhada relativamente grandes devido ao fato de monitorarem somente a tensão e a frequência

de saída do inversor no ponto de conexão [18, 34, 35]. Essas zonas de não detecção para os

61

métodos passivos são maiores quando, por exemplo, a potência gerada pelo SFCR se equivale

à potência total das cargas locais ligadas no ponto de conexão do sistema.

Desse modo, é imprescindível que o dispositivo seja equipado com outro método de

detecção, principalmente algum método ativo mostrado na tabela 2.5, já que estes possuem

maior confiabilidade. Como ainda não há uma padronização para o método de detecção, a

escolha do mesmo fica a cargo dos fabricantes de inversores.

A conexão e operação contínua do SFCR, vista pelo lado CA, depende dos parâmetros

elétricos envolvidos no processo de monitoramento e proteção do sistema. Desse modo, a

norma IEEE 929 define os limites para os valores operacionais de tensão e frequência, assim

como o tempo admissível para o dispositivo operar em situações indesejáveis. A tabela 2.6

mostra as condições previstas na norma, limitando o tempo que o inversor deve operar sob as

mesmas antes de se desconectar da rede elétrica da concessionária.

Tabela 2.6 – Limites estabelecidos para operação dos inversores [32].

Condição Tensão Frequência Tempo máximo permitido

A 6 ciclos

B 120 ciclos

C -

D 120 ciclos

E 120 ciclos

F 6 ciclos

G 6 ciclos

Quando há qualquer tipo de contingência, prevista na tabela 2.5, que faça o inversor

interromper a sua operação, o mesmo deve se manter desconectado da rede elétrica até que

haja a restituição da mesma. Além disso, os valores de frequência e tensão da rede devem se

manter constantes e com valores dentro dos limites estabelecidos por um tempo mínimo de

cinco minutos. Após decorrido esse intervalo, o inversor reconecta o sistema com a rede

automaticamente.

2.3 Topologias de inversores de SFCR

Os inversores utilizados em SFCR diferenciam entre si pelas topologias empregadas em

cada tecnologia, as quais dependem dos fabricantes e da aplicação a que se destina o

62

dispositivo. Ao longo do tempo, diversas concepções de inversores foram disponíveis no

mercado, o que possibilitou o entendimento e a disseminação da tecnologia dos SFCR.

Em outras palavras, a evolução das técnicas para a conversão da energia produzida pelo

gerador FV e posterior injeção na rede elétrica convencional, seja ela de distribuição ou em

alta tensão, mostra que é possível desenvolver inversores utilizando concepções diferentes.

Isso possibilita a análise, por parte dos especialistas em SFCR, das diferentes topologias com

o objetivo de disseminar as informações e aprimorar as técnicas e estratégias de operação

desses sistemas, visando otimizar a geração de eletricidade.

2.3.1 Evolução histórica dos inversores de SFCR

A figura 2.19 mostra a evolução dos inversores de SFCR levando em consideração as

configurações existentes entre gerador FV e inversor. Nos tópicos subseqüentes são

detalhadas as características técnicas de cada uma.

(a) Centralizado (b) String (c) Multi-string (d) Módulos CA

Figura 2.19 – Evolução histórica dos inversores de SFCR.

a) Inversores Centralizados: no início da difusão dos inversores para SFCR,

somente inversores centralizados, comutados pela rede, trifásicos eram desenvolvidos para

63

essa aplicação [20, 21]. Nessa tecnologia era necessário um elevado número de módulos FV,

conectados em série (conexão comumente chamada de string) para atingir a tensão CC

operacional sem necessitar de amplificação. Cada string era conectada em paralelo, através de

diodos de bloqueio, até atingir o nível de potência necessário na entrada do inversor, como

mostra a figura 2.19 (a). Essa configuração, porém, possuía severas limitações, como por

exemplo: necessidade de cabos de alta tensão CC entre o gerador FV e o inversor, fato que

traz riscos nos casos de manutenção do sistema; perdas de potência devido ao SPMP

centralizado, principalmente nos períodos de baixa disponibilidade do recurso solar; perdas

por dispersão entre os módulos, perdas nos diodos de bloqueio, além de não serem flexíveis

quanto a sua configuração, o que dificultou a produção em massa. Por serem comutados pela

rede, esses inversores utilizavam tiristores, o que ocasionava altas taxas de distorção

harmônica, degradando a qualidade da energia injetada. Esses fatores levaram ao

desenvolvimento de novas topologias, para atender às normatizações desenvolvidas.

b) Inversores String: Essa tecnologia é uma versão reduzida dos inversores

centralizados, uma vez que é necessário na maioria das vezes, para cada inversor, somente

uma string de módulos FV, como mostra a figura 2.19 (b). Não há perdas envolvendo diodos

de bloqueio devido a não utilização desse componente, e o SPMP é facilitado, devido à

redução do tamanho do gerador FV conectado ao inversor. Esses inversores possuem maior

eficiência de conversão e melhor qualidade da energia gerada, quando comparados com os

centralizados, uma vez que são auto-comutados através de IGBT’s ou MOSFET’s.

c) Inversores multi-string: a tecnologia multi-string se baseia no fato de que o

inversor faz a interface com o gerador FV através de múltiplos conversores CC/CC, cada um

conectado a uma string de módulos FV, como mostra a figura 2.19 (c). Essa configuração traz

grandes benefícios, quando comparada às anteriores, uma vez que cada string é controlada

individualmente, através de um SPMP dedicado. As perdas são reduzidas, devido a não

existência de diodos de bloqueio entre as strings, além de a eficiência ser aumentada, devido

ao maior controle de cada componente do gerador FV. Essa tecnologia possibilita ao dono do

sistema começar a geração com uma pequena quantidade de módulos e, posteriormente,

aumentar a capacidade do gerador através da inserção de novas strings.

d) Módulos e células CA: um módulo CA envolve a integração de um único

módulo FV e um inversor dedicado a este, o qual é diretamente conectado à rede elétrica,

como mostra a figura 2.19 (d). Essa tecnologia acaba com as perdas por dispersão entre

módulos, além de prover um ajuste ótimo entre a geração e os processos de seguimento do

PMP e inversão. Um grande atrativo dessa tecnologia é tornar o SFCR um dispositivo “plug

64

and play”, o qual pode ser manipulado por qualquer pessoa sem conhecimento específico. O

grande desafio dessa tecnologia está na necessidade de amplificação da tensão, o que reduz a

eficiência do processo e aumenta o preço por Watt do dispositivo [20].

As células CA são equipamentos nos quais uma única célula FV é conectada a um

inversor. Essa tecnologia representa o futuro dos SFCR, pois permite que a energia gerada por

uma célula seja diretamente injetada na rede sem a necessidade de conexões elétricas com

outras células, evitando as perdas que ocorrem nos módulos FV. Como dito anteriormente, o

grande desafio dessa tecnologia também está na amplificação da tensão, pois o inversor deve

ser capaz de transformar níveis de tensão em torno de 0,5 V a 1 V, para os níveis compatíveis

com a rede elétrica, além de alcançar eficiências de conversão consideráveis. Isso requer o

desenvolvimento de novas topologias, por isso ainda é objeto de estudo nas pesquisas

envolvendo a tecnologia FV.

2.3.2 Estágios de processamento da energia

Os inversores de SFCR também podem ser classificados quanto ao processo de

conversão da energia gerada, que pode envolver várias etapas de processamento. A figura

2.20 ilustra as possibilidades de processamento e cada uma é detalhada nos tópicos seguintes.

(a) Único estágio (b) Duplo Estágio (c) Duplo Estágio (multi-string)

Figura 2.20 – Estágios de processamento do inversor.

a) Único estágio de processamento: nessa configuração, mostrada na figura 2.20

(a), o inversor deve assegurar todas as operações necessárias para o correto funcionamento do

sistema, como o SPMP, controle da corrente injetada e, em alguns casos, amplificação da

tensão do gerador FV. Essa configuração é típica dos inversores centralizados, com todas as

desvantagens associadas aos mesmos. O inversor deve ser desenvolvido para suportar uma

potência de pico de duas vezes a nominal, devido ao que foi mostrado na equação 2.11 [20].

b) Duplo estágio de processamento: nessa configuração, mostrada na figura 2.20

(b), o conversor CC/CC trabalha como SPMP e, quando necessário, como amplificador da

65

tensão de entrada. Dependendo do modo de controle do inversor , a saída do conversor

CC/CC pode ser um nível de tensão CC puro (controle por tensão) ou a corrente de saída do

conversor é modulada para se transformar em uma senóide retificada em meia onda (controle

por corrente) [20]. Ambos os dispositivos que processam a energia produzida pelo gerador FV

(conversor CC/CC e conversor CC/CA) devem suportar potência de pico de duas vezes a

nominal, devido ao que foi mostrado na equação 2.11.

c) Duplo estágio (multi-string) de processamento: mostrada na figura 2.20 (c),

essa configuração engloba os inversores multi-string, uma vez que cada ramo do gerador FV

está conectado a um conversor CC/CC dedicado. Esse dispositivo tem a função de SPMP e,

quando necessário, de amplificador da tensão de entrada. Eles são conectados em um link CC

comum na entrada do estágio de conversão CC/CA, o qual tem por função o controle da

corrente injetada na rede. Isso é vantajoso, uma vez que se tem melhor controle individual de

cada string do gerador FV.

2.3.3 Localização do capacitor.

Como visto no item 2.2.1, os inversores de SFCR necessitam de um componente que

absorva as oscilações entre os lados CC e CA, evitando que as oscilações na tensão e na

potência injetada na rede afetem no lado do gerador FV. A figura 2.21 ilustra as

possibilidades de localização desse dispositivo.

Figura 2.21 – Diferentes localizações para o capacitor.

No caso de um único estágio de conversão, o capacitor é colocado em paralelo com o

gerador FV, na entrada do lado CC do inversor. Quando há múltiplos estágios de conversão, o

capacitor pode ser colocado tanto em paralelo com o gerador FV, na entrada do inversor, ou

no link CC entre os estágios de conversão. Algumas topologias utilizam esse componente em

ambas as posições.

66

2.3.4 Existência ou não de transformador

A figura 2.22 mostra as diversas topologias, encontradas na literatura [9, 20, 21, 22, 36],

dos inversores de SFCR, quando se considera a presença ou não de um transformador.

a) Inversor com trafo de baixa frequência

b) Inversor com trafo de alta frequência (com retificação)

c) Inversor com trafo de alta frequência (sem retificação)

d) Inversor sem transformador

Figura 2.22 – Topologia de inversores quanto à presença de transformador.

A presença de um transformador nos inversores para aplicação conectada à rede elétrica

sempre foi um tema paradoxal. A inclusão ou não desse equipamento nos inversores

dependem do tipo de processamento que é feito (se em alta ou baixa frequência) e da

necessidade de aterramento do sistema. Em alguns países, o aterramento dos módulos FV é

obrigatório, fazendo com que seja necessária a isolação galvânica entre os lados CC e CA do

sistema. Nos Estados Unidos, por exemplo, a norma UL 1703 [62] define que as estruturas

metálicas de sustentação e do próprio gerador FV sejam aterradas. A isolação galvânica é

conseguida através da inserção de um transformador, seja ele trabalhando na frequência da

rede ou em alta frequência. Por outro lado, a inserção desse dispositivo diminui a eficiência

global de conversão, além de tornar o inversor mais caro.

67

A topologia que emprega transformador de baixa frequência, mostrada na figura 2.22

(a), ainda é utilizada por muitos fabricantes de inversores. As desvantagens dessa

configuração recaem justamente sobre o transformador, por ser um dispositivo de grande

volume e que apresenta perdas elevadas. Além disso, ele limita o controle da corrente injetada

na rede pelo inversor, além de diminuir o fator de potência do sistema, devido à necessidade

de reativos para a magnetização do transformador [36].

Uma maneira de evitar essas perdas é processar a conversão em um link de alta

frequência. As topologias com transformadores de alta frequência são uma boa solução

quando é necessária a isolação galvânica. As figuras 2.22 (b) e (c) ilustram as possibilidades

de se utilizar esses dispositivos. Na primeira, a energia é processada em alta frequência, para

posterior retificação, antes do estágio de inversão para a frequência da rede elétrica. Na

segunda, não há retificação, sendo necessária uma conversão para a frequência da rede logo

após o estágio de processamento em alta frequência. Apesar de possuir um maior número de

componentes, a configuração com transformador de alta frequência possui maior eficiência e

menos perdas, em comparação ao anterior. A figura 2.23 mostra o circuito de um inversor

multi-string que utiliza transformadores de alta frequência e etapa de retificação.

Figura 2.23 – Circuito de um inversor multi-string com trafo de alta frequência [20].

A topologia que não utiliza transformador, mostrada na figura 2.22 (d), se torna

interessante quando não é necessária a existência de isolação galvânica entre os lados CC e

CA do sistema, ou seja, quando não há imposição de uma norma reguladora para tal. Essa

configuração é mais simples, mais barata e possui maior eficiência que as anteriores. Todavia,

problemas com correntes de fuga são comuns em sistemas sem transformador, devido à

conexão momentânea entre os pólos do gerador e o neutro da rede, e também às capacitâncias

parasitas entre o gerador FV e a terra. Essas correntes devem ser limitadas pelo inversor,

68

devido à segurança e à compatibilidade eletromagnética do sistema. A figura 2.24 mostra

como se dão as fugas de corrente que fluem pela capacitância formada.

Figura 2.24 – Inversor sem transformador [9].

Na literatura é possível encontrar diversas configurações de inversores para a topologia

sem transformador, inclusive aquelas em que há a prática do aterramento nos lados CC e CA

[20, 36]. A figura 2.25 mostra a configuração de Karschny [36], no qual o terminal negativo

do gerador FV é aterrado. As chaves S1 e S2 operam em alta frequência, enquanto que as

chaves S3 e S4 operam na frequência da rede. Essa estratégia previne a circulação de

correntes de fuga e é empregada comercialmente em alguns inversores.

Outra topologia utilizada comercialmente e que não utiliza transformador é mostrada na

figura 2.26. Chamada de H5, essa topologia é empregada inclusive em inversores da SMA,

como no caso dos modelos 3000/4000/5000TL. Em relação a um inversor de ponte completa,

o H5 se difere apenas pela inserção de uma chave em série com o gerador FV, que, quando

aberta, promove a desconexão entre os lados CC e CA. Essa é uma estratégia para evitar

flutuações de potencial e circulação de correntes de fuga. As chaves S5, S2 e S4 operam em

alta frequência, enquanto que S1 e S3 na frequência da rede elétrica.

69

FV

S1

S2

S3

S4REDE

Figura 2.25 – Topologia de Karschny para inversores sem transformador [36].

FV S1

S2

S3

S4

REDE

FV

S5

Figura 2.26 – Topologia H5 para inversores sem transformador [36].

Na topologia de inversores sem transformador, ainda há problemas com o fato de que o

gerador FV não é isolado da rede elétrica. Desse modo, falhas no isolamento do gerador e no

cabeamento CC podem trazer sérios riscos às pessoas ou aos profissionais que manipularem o

equipamento. Por esta razão, os inversores nessa configuração são equipados com um

dispositivo de detecção de corrente residual, o qual monitora as correntes de fuga para a terra

durante a operação do sistema. Quando é detectada uma corrente de fuga com valor perigoso,

o inversor é desconectado da rede imediatamente. Além disso, alguns inversores medem a

resistência de isolamento do gerador FV antes de se conectar com a rede e só entram em

operação se a resistência detectada for suficiente para não haver riscos. Os relés que são

usados para a conexão com o lado CA do inversor são redundantes, ou seja, existem dois relés

em série, tanto para a fase como para o neutro da rede, evitando assim problemas relacionados

às falhas nesses dispositivos.

70

CAPÍTULO 3

MODELAMENTO DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS À REDE

ELÉTRICA

O objetivo deste capítulo é a avaliação e utilização como ferramenta de estudo de dois

modelos matemáticos para células FV e um modelo mais abrangente que inclui o inversor e

suas perdas associadas apresentados em literaturas, através da implementação destes em

programas computacionais utilizando o Matlab4.

A configuração básica de um SFCR é constituída pelo gerador FV, inversor e a rede

elétrica local, conforme estudado nos dois capítulos anteriores. A figura 2.17 mostra o

diagrama esquemático, com o intuito de mostrar as variáveis básicas envolvidas na

modelagem matemática de sistemas FV.

As equações básicas que regem o comportamento de uma célula FV são apresentadas

neste capítulo, sendo estas implementadas em linhas de código no Matlab, cujos resultados

obtidos ajudam na compreensão do comportamento de sistemas FV mediante a variação dos

parâmetros climáticos (temperatura e irradiância).

3.1 Modelo geral para a célula FV

Como visto antes, uma célula solar consiste de um material semicondutor que apresenta

duas regiões distintas eletricamente: uma tipo p e outra tipo n, criando uma junção

denominada pn. Quando essa junção é exposta à radiação solar, a incidência de fótons com

energia igual ou superior ao gap (Eg) do semicondutor contribui para o efeito FV, excitando

portadoras de carga que podem fluir produzindo corrente elétrica proporcional a radiação

incidente, se a célula estiver conectada a uma carga.

Seguindo este princípio, o circuito equivalente mais simples descrito na maioria das

literaturas que modelam células solares é composto por uma fonte de corrente elétrica em

paralelo com um diodo. A saída da fonte de corrente é diretamente proporcional a incidência

de luz no plano da célula (Iph). Durante a ausência de luz, a célula não produz corrente nem

tensão, operando como um diodo, equivalente a junção pn.

4 O Matlab (acrônimo de Matrix Laboratory) é uma plataforma computacional interativa de alta performance

voltada para cálculos de análise numérica, matrizes, processamento de sinais, etc, permitindo a construção de

gráficos, de modo que os problemas e soluções são tratados de maneira mais simples que em diversas linguagens

de programação tradicionais.

http://pt.wikipedia.org/wiki/Matriz

http://pt.wikipedia.org/wiki/Processamento_de_sinal

http://pt.wikipedia.org/wiki/Gr%C3%A1fico

http://pt.wikipedia.org/wiki/Programa%C3%A7%C3%A3o

71

O modelamento deste circuito é complementado, para aumentar a precisão,

confiabilidade e sofisticação, através de perdas resistivas em série e em paralelo, dependência

da corrente fotogerada (Iph) com a temperatura, dependência da corrente de saturação do

diodo (I0) com a temperatura, além do fator de idealidade do diodo (n).

a) Resistência em série - RS: as perdas série estão presentes em células FV reais e são

associadas aos contatos entre os materiais semicondutores, tanto na região da base, em geral

com baixo teor de dopantes, como na região do emissor, que embora altamente dopada, é

estreita. A resistência da grade metálica, contatos e barramento de coleta da corrente também

contribuem para perdas totais resistivas.

b) Resistência em paralelo ou shunt - Rsh: as perdas em paralelo estão associadas a

fugas de corrente pelo topo da camada emissora ou pelas derivações ao longo da fronteira das

células. Isto é devido às imperfeições na junção p-n resultado da produção em massa das

células nas indústrias. O ideal é que Rsh seja a maior possível, de forma que a corrente

fotogerada seja integralmente transferida à carga.

c) Dependência da corrente fotogerada – Iph – com a temperatura: essa

dependência, apesar de não ser tão significativa, em relação à tensão da célula, é considerada

nas modelagens efetuadas no capítulo. O aumento da temperatura da célula causa também um

ligeiro aumento na corrente fotogerada. Esse fato é representado pelo coeficiente de

temperatura da corrente de curto-circuito.

d) Dependência da corrente de saturação reversa – I0 – com a temperatura: em

um diodo de junção pn, a corrente reversa é devido ao fluxo de elétrons do lado p para o lado

n e das lacunas do lado n para o lado p. Por isso, a corrente reversa de saturação depende do

coeficiente de difusão de elétrons e lacunas. Os portadores minoritários são termicamente

gerados, logo a corrente de saturação reversa é altamente sensível a mudanças de temperatura.

e) Fator de idealidade do diodo – n: na prática a maioria dos dispositivos não exibe

um coeficiente de idealidade do diodo igual à unidade, isto é, existe um caminho em paralelo

à fonte de corrente permitindo a passagem de um fluxo de corrente. É comum adicionar um

parâmetro n para levar em conta estas não idealidades. O fator de idealidade do diodo pode

ser um parâmetro variável (ao invés de ser fixada em 1 ou 2), constituindo o Modelo de Único

Diodo, ou então podem ser introduzidos dois diodos em paralelo com diferentes valores de

corrente de saturação (um com n = 1, outro com n = 2), representando o Modelo de Dois

Diodos.

72

3.2 Revisão bibliográfica

Diversos modelos que predizem produção de energia das células FV já foram

desenvolvidos (modelo de Duffie e Beckmann [37], modelo de King [38, 39], modelo de Luft

et al. [40], modelo de A. Hadj Arab et. al.[41], modelo de Gow e Manning [42], dentre

outros), mas muitos exigem uma quantidade grande de dados de entrada que normalmente não

estão disponíveis durante a fase de projeto.

King desenvolveu um modelo para predizer a produção de energia de um arranjo FV.

Seu modelo calcula a corrente em cinco pontos estrategicamente localizados ao longo da

curva I-V. Embora os resultados dos erros para este modelo sejam considerados pequenos, ele

possui como desvantagem a necessidade de grande quantidade de dados de entrada [43]. Luft

et al., em trabalho feito para TRW Inc., propôs uma equação para prever a corrente produzida.

Esta equação foi projetada para calcular a curva inteira de I-V, em contraste com modelo de

King, que focaliza em apenas cinco pontos.

A. Hadj Arab et al.usa uma modificação do modelo de 5 parâmetros (modelo que

considera a resistência em paralelo).

Nem Luft et al. e nem A. Hadj Arab et al. apresentam erros suficientemente pequenos

para serem considerados de boa precisão. Além disso, qualquer modelo prático deve usar

dados de entrada que estejam prontamente disponíveis, o que não é o caso dos que foram

analisados. Um modelo que usa estes dados para predizer a produção de energia foi

investigado e denominado de modelo de 5 parâmetros [43].

O modelo de 5 parâmetros usa equações semi-empíricas de correlação para predizer a

produção de energia para parâmetros especificados de célula e condições operacionais. O

modelo foi analisado para quatro tecnologias diferentes de células (monocristalino,

policristalino, filmes finos de silício e amorfo de 3 junções), mostrando resultados aceitáveis a

partir de dados fornecidos pelo NIST (National Institute of Standard and Technologies). Ele

foi comparado com o modelo de King, com as equações de Luft et al. e com as de A. Hadj

Arab et al., e se concluiu que dentre os modelos analisados, ele é o modelo mais interessante

de se trabalhar porque é confiável, exige uma quantidade pequena de dados de entrada que já

são disponibilizados pelo fabricante, e requer um cálculo mais simples de cinco parâmetros

(aref, I0ref, ILref, Rsref, Rshref) nas STC5.

5 STC – Standard Test Conditions ou Condições padrão de testes, equivalente a irradiância de 1000 W/m²,

temperatura de célula de 25ºC e massa de ar 1,5.

73

Nesse contexto, este trabalho avalia um modelo de 4 parâmetros, que é mais simples

que o de 5, porque considera RSh tendendo para o infinito, entretanto, segundo alguns autores,

essa consideração não acarreta em perdas significativas de precisão da modelagem [43,44]. O

modelo que é apresentado foi obtido através da incorporação de algumas equações de diversas

referências [37,43-45] como base para o estudo de modelagem matemática para geradores

FV. Por questão de simplicidade e compromisso com a confiabilidade, também é estudado e

comparado o modelo simplificado de Gow e Manning [42], o qual é usado para análise do

comportamento de módulos fotovoltaicos mediante variação de parâmetros como temperatura

da célula (Tj), irradiância no plano do gerador fotovoltaico (H), fator de idealidade do diodo

(n), resistência série (RS) e resistência paralelo ou shunt (RSh). Para este último caso, o valor

de RSh não é calculado, mas são introduzidos valores distintos para verificação do

comportamento das curvas I-V e P-V.

3.3 Modelo simplificado de Gow e Manning [42]

Para este tópico, o modelo utilizado tem complexidade moderada, pois inclui a

dependência da corrente fotogerada (Iph) e da corrente de saturação reversa do diodo (I0) com

a temperatura. A resistência série RS também foi incluída, ao contrário da resistência paralelo

Rsh, pois na maioria das células modernas esse parâmetro é considerado infinito [44]. O

Modelo de Único Diodo será utilizado e o fator de idealidade do diodo será um parâmetro a

ser inserido de forma a melhor se adequar a curva I-V ou medida ou retirada do catálogo do

fabricante. A figura 3.1 mostra o circuito equivalente do diagrama de uma célula FV.

O modelo foi adaptado de acordo com diversas referências [42-47] e tem o objetivo de

investigar a variação do ponto de máxima potência nos diferentes níveis de temperatura e

irradiância de uma única célula ou de um único módulo FV. A equação 3.1, mostrada a

seguir, é obtida através da 1ª Lei de Kirchhoff.

Figura 3.1 – Diagrama do circuito elétrico de uma célula fotovoltaica.

74

Onde IG é a corrente gerada pela célula FV para o circuito exterior, Iph é a corrente

fotogerada, diretamente dependente da irradiância e da temperatura de célula, Id é a corrente

de polarização da junção p-n e ISh é a corrente que flui pela resistência shunt. As outras

variáveis que estão contidas neste modelo e que são utilizadas ao longo do capítulo são:

VG: nível de tensão nos terminais da célula ou módulo fotovoltaico (V);

k: constante de Boltzmann ( );

q: carga elementar de um elétron ;

Tc: temperatura de costa de célula (ºC);

µI,SC: coeficiente de temperatura da corrente de curto-circuito (A/ºC);

H: irradiância no plano do gerador FV (W/m²);

Vt é a tensão térmica e depende da temperatura da célula:

;

NS é o número de células FV em série;

m é um parâmetro utilizado para referenciar o produto ;

Eg é a tensão da banda de gap, 1,12 eV para Si e 1,75 para Si amorfo.

Substituindo o valor de Id e de ISh, na condição de temperatura e radiação fixas, a

característica que descreve a relação entre corrente e tensão é dada na equação 3.2.

A efeito de simplicidade, considerou-se que ISh → 0, pois Rsh → ∞ para células mais

modernas, logo o último termo da equação 3.2 pode ser eliminado, resultando em:

O equacionamento mostrado nas equações 3.4 a 3.10 são mostrados em [46] e em [47]

como uma simplificação de [42], e incluem a dependência de Iph e I0 com a temperatura. A

simbologia foi modificada para se adequar basicamente com as referências [43, 44, 45].

75

Onde o índice ref significa que está nas condições de referência (1000 W/m², 25ºC e

massa de ar 1,5), logo Href = 1000 W/m².

Vale mencionar que as variáveis com índice 1 significam que são valores instantâneos

conhecidos. Por exemplo, Tc1 é um valor instantâneo conhecido de temperatura da célula, cuja

corrente fotogerada Iph(Tc1) neste mesmo instante também é conhecida. Sugere-se utilizar estas

variáveis como os valores nas condições de referência, pois são de fácil obtenção através da

extração dos dados do próprio catálogo do fabricante.

A resistência série foi incluída e representa as perdas ôhmicas, podendo ser obtida

como:

Onde XV é um termo com dimensão de reatância [A/V] obtida durante os cálculos para

obtenção da resistência série.

Todas as constantes apresentadas nas equações acima podem ser determinadas através

da extração de dados dos catálogos do fabricante juntamente com a curva I-V ou, de outro

76

modo, podem ser medidas experimentalmente, considerando que não necessariamente o

fabricante fornece informações que correspondem à realidade de seus produtos.

3.3.1 Variação dos parâmetros (n, H, Tc, RS, RSh) do modelo FV e o

comportamento da curva I-V e da curva P-V

Avaliar o comportamento da célula FV através da variação de cinco parâmetros (n, H,

Tc, Rs, Rsh) que contribuem para a obtenção de cada curva I-V é uma forma de entender as

contribuições energéticas dos sistemas FV. Desta maneira, é possível prever os parâmetros

elétricos de saída de geradores quando se conhece as condições climáticas (temperatura de

costa de célula e irradiância incidente no plano do gerador) e construtivas (resistências série e

paralelo e fator de idealidade do diodo) dos módulos a serem analisados.

O módulo avaliado neste tópico é o MSX-77 da SOLAREX, cujos valores do catálogo

do fabricante estão apresentados na tabela 3.1. As curvas I-V e P-V características para certa

irradiância ambiente H e certa temperatura de célula Tj são encontradas através da

implementação do algoritmo do modelo matemático descrito anteriormente no Matlab e

mostradas na figura 3.2.

Tabela 3.1 - Características elétricas6 do módulo fotovoltaico MSX-77 fornecida pelo

fabricante (SOLAREX).

Mód.\Parâm. Pmp

[W]

Vmp

[V]

Imp

[A]

Voc

[V]

Isc

[A] µI,SC [%/ºC]

µV,OC

[mV/ºC]

MSX-77 –

pc7

77 16,9 4,56 21 5,0 (0,065±0,015) (-80±10)

Fonte: (SOLAREX, 1999).

Na tabela 3.2 são apresentadas informações do catálogo do fabricante de outros

módulos fotovoltaicos que são utilizadas mais adiante para avaliação dos modelos de módulos

6As características elétricas utilizadas na Tabela 3.1 são: Pmp é a máxima potência; Vmp é a tensão de máxima

potência; Imp é a corrente de máxima potência; Voc é a tensão de circuito aberto; Isc é a corrente de curto-circuito;

µI,SC é o coeficiente de corrente de curto-circuito com a temperatura; µV,OC é o coeficiente de tensão de circuito

aberto com a temperatura.

7 Os módulos fotovoltaicos classificados como pc são policristalinos, mc são monocristalinos e a são amorfos.

77

FV. Os dados mostrados são valores de entrada tanto do modelo simplificado de Gow e

Manning, assim como do outro modelo mostrado no tópico 3.4.

Tabela 3.2. Características elétricas fornecidas pelos fabricantes de módulos fotovoltaicos.

Mód.\Parâm. Pmp

[W]

Vmp

[V]

Imp

[A]

Voc

[V]

Isc

[A] µI,SC [%/ºC]

µV,OC

[mV/ºC]

MSX-70 –

mc 70 16,0 4,55 20,5 4,97 (0,065±0,015) (-80±10)

MSX-83 - pc 83 17,1 4,85 21,2 5,27 (0,065±0,015) (-80±10)

A-75 – a 75 17 4,4 21 4,8 (0,065±0,015) (-80±10)

SP75 – mc 75 17 4,4 21,7 4,8 0,0429 -77

Fonte: (SOLAREX, 1999), (SIEMENS, 1998), (ATERSA).

Figura 3.2 – Curva I-V e curva P-V nas STC para o módulo fotovoltaico MSX-77, cujos

valores calculados são: , e .

Uma célula real pode ser caracterizada por parâmetros fundamentais definidos a seguir:

78

Corrente de curto-circuito (Isc): É o maior valor de corrente gerada por uma

célula fotovoltaica. Ela é produzida nas condições de curto-circuito (V = 0). Se uma carga R

pequena for conectada ao módulo fotovoltaico, o módulo opera na região A-B da curva

(figura 3.2), onde a célula se comporta como uma fonte de corrente constante, quase igual à

corrente Isc. Outra condição de operação com valor de corrente próximo a Isc seria, por

exemplo, para o módulo da figura 3.2, conectá-lo em paralelo com um banco de baterias de 12

V, logo como a tensão seria fixa nesse ponto localizado em uma região entre A-B, o valor da

corrente seria muito próximo da corrente de curto.

Tensão de circuito aberto (VOC): É a queda de tensão sobre o diodo (junção p-

n). Ela é produzida nas condições de circuito aberto (I = 0), isto é, reflete a tensão do módulo

fotovoltaico quando não há carga conectada. Ela é matematicamente expressa por:

Onde

e é conhecida como tensão térmica.

Se uma carga R grande for conectada ao módulo fotovoltaico, o módulo opera na região

D-E da curva (figura 3.2), onde a célula se comporta mais como uma fonte de tensão

constante, quase igual à tensão VOC.

Ponto de máxima potência (Pmp): É o ponto de operação C (Vmp, Imp) da figura

3.2 e é obtida pela expressão:

Corresponde a máxima potência disponível que pode ser fornecida a uma carga

conectada aos terminais do módulo fotovoltaico em uma dada condição.

Eficiência no ponto de máxima potência (ηmp): É a taxa entre máxima potência

gerada e a potência da luz incidente. Ela pode ser expressa como [44]:

Onde Ac é o produto da área de uma única célula FV pelo número de células.

O parâmetro eficiência do ponto de máxima potência tem dependência com a

temperatura e é muito importante para se estimar o desempenho do sistema. Essa dependência

79

pode ser expressa pelo coeficiente do ponto de máxima potência µP,mp conforme equação a

seguir:

O valor de µP,mp é geralmente negativo [2] e pode ser estimado pela equação:

Considerando que a maioria dos módulos fotovoltaicos modernos apresentam µI,SC

pequeno, o que resulta em

e

[44]. O coeficiente de

temperatura de eficiência de máxima potência é então aproximado para a equação:

Fator de forma (FF): É a relação entre a potência máxima que pode ser

entregue para a carga e o produto de Isc e VOC, expresso por:

Boas células trabalham com valores de FF superiores a 0,7. O fator de forma diminui à

medida que a temperatura da célula cresce [46].

Considerando o módulo fotovoltaico MSX-77 da SOLAREX, os parâmetros definidos

anteriormente são calculados utilizando os dados da tabela 3.1 a fim de avaliar a característica

deste módulo policristalino.

;

80

Onde 36 é o número de células de um módulo FV e é o produto das

dimensões (área) de uma única célula.

A tabela 3.3 considera os demais módulos fotovoltaicos a fim de comparar estes

modelos comercias de módulos monocristalino, policristalino e amorfo.

Tabela 3.3. Comparativo de alguns parâmetros de avaliação de módulos fotovoltaicos

comerciais utilizando dados fornecidos pelo fabricante e considerando Tc = 25ºC e H =

1000W/m²

Mód.\Parâm. Pmp [W] ηmp [%] FF [%]

MSX-70 – mc 70 10,94 68,70

MSX-83 - pc 83 12,47 74,29

A-75 – a 75 12,75 74,40

SP75 – mc 75 13,27 72,00

Fonte: (SOLAREX, 1999), (SIEMENS, 1998), (ATERSA).

O comportamento das curvas I-V e P-V, de acordo com o fator de idealidade,

irradiância no plano do gerador, temperatura de costa de célula, resistência série e resistência

paralelo, é diferente conforme a variação desses parâmetros, como é mostrado nos itens a

seguir. No anexo A encontra-se o código em Matlab que define I = f(V, n, H, T, Rs, RSh) obtida

através do método de Newton.

3.3.1.1 Fator de idealidade do diodo, n

O fator de idealidade do diodo (n) é considerado um parâmetro desconhecido

inicialmente, compreendido em um valor entre 1 e 2 que depende do material e da estrutura

física do diodo, ou seja, do processo de fabricação. Considera-se como sendo 1 para altos

níveis de corrente, e seu valor é aumentado até 2 à medida que se tem baixos níveis de

corrente. Um valor de 1,3 é sugerido como um valor típico em condições normais de operação

e deve ser utilizado inicialmente, até que um valor mais preciso seja estimado posteriormente

através de comparação com a curva I-V ou do catálogo ou medida experimentalmente [47].

Os comportamentos das curvas I-V e P-V, segundo a variação do fator de idealidade do diodo,

81

são calculados usando o modelo simplificado de Gow e Manning e são mostrados nas figuras

3.3 e 3.4, respectivamente. É possível observar que o efeito de valores maiores de n torna o

“joelho” da curva I-V mais suave, apresentando para um mesmo nível de tensão, um valor de

corrente inferior.

Figura 3.3 - Curva I-V para o módulo MSX-77, a 1000 W/m² e 25ºC, variando os valores de

n de 1,00; 1,25; 1,50; 1,75 e 2,00.

Figura 3.4 – Curva P-V para o módulo MSX-77, a 1000 W/m² e 25ºC, variando os valores de

n de 1,00; 1,25; 1,50; 1,75 e 2,00.

0 5 10 15 20 250

1

2

3

4

5

6

Tensão do módulo (V)

Corr

ente

do m

ódulo

(A

)

Modelo MSX-77, 1000 W/m², 25ºC, 1 < n < 2

n=1

n=2

0 5 10 15 20 250

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100


Potê

ncia

de s

aíd

a (

W)

Modelo MSX-77, 1000 W/m², 25ºC, 1 < n < 2

n=1

n=2

82

3.3.1.2 Irradiância no plano do gerador, H

Curvas de corrente versus tensão e potência versus tensão são ilustradas nas figuras 3.5

e 3.6, respectivamente, para um módulo operando a uma temperatura fixa de 25 ºC e vários

níveis de radiação solar. O conceito de Sol Pleno (SP) adotado nas figuras corresponde à

razão da irradiância incidente no plano do gerador (em W/m²) pela irradiância de referência

nas STC (1000 W/m²).

Figura 3.5 – Curva I-V para o módulo MSX-77, a 25ºC, n = 1, variando os valores de SP para

0,25; 0,50; 0,75 e 1,00.

0 5 10 15 20 250

1

2

3

4

5

6


Corr

ente

do m

ódulo

(A

)

Modelo MSX-77, T = 25ºC, SP = 0,25; 0,5; 0,75; 1

SP = 1

SP = 0,75

SP = 0,5

SP = 0,25

83

Figura 3.6 – Curva P-V para o módulo MSX-77, a 25ºC, n = 1, variando os valores de SP

para 0,25; 0,50; 0,75 e 1,00.

Geralmente, nos módulos FV, a corrente de curto-circuito cresce em proporção direta

da radiação solar, enquanto que a tensão de circuito aberto cresce logaritmicamente. Assim

sendo, se a incidência de radiação solar é considerada como tendo uma distribuição espectral

fixa, a corrente de curto-circuito pode ser usada como uma maneira de se medir a radiação

solar [44].

3.3.1.3 Temperatura de costa de célula, Tc

A variação da temperatura da célula é consequência da energia solar absorvida pela

mesma que é convertida em calor e da temperatura ambiente, de modo que essa energia

térmica acumulada na célula deve ser dissipada através da combinação de mecanismos de

transferência de calor [9] quando se deseja atingir uma melhor eficiência de conversão

fotovoltaica.

A obtenção da temperatura das células pode ser simplificada na equação 3.23, que

determina um bom compromisso entre facilidade de utilização e precisão. [9, 37].

0 5 10 15 20 250

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100


Potê

ncia

de s

aíd

a (

W)

Modelo MSX-77, T = 25ºC, SP = 0,25; 0,5; 0,75; 1

SP = 1

SP =0,25

84

Onde Ta é a temperatura ambiente [ºC], H é a irradiância no plano do gerador FV

[W/m²], TNOC é a “Temperatura Nominal de Operação da Célula” e corresponde a

temperatura que é atingida quando as células estão operando a um nível de irradiância de 800

W/m² (irradiância no plano do gerador), a uma velocidade de vento de 1 m/s, temperatura

ambiente de 20ºC e sem nenhuma carga em operação.

As figuras 3.7 e 3.8 mostram, respectivamente, o efeito da variação da temperatura da

célula nas curvas I-V e P-V. O aumento da temperatura leva à diminuição da tensão de

circuito aberto e a um pequeno aumento da corrente de curto-circuito, logo se percebe uma

redução no ponto de máxima potência de 77 Wp em uma operação a 25ºC, para 60 Wp, em

uma operação a 75ºC.

O modelo reproduz estes efeitos principalmente devido aos parâmetros Iph, Io que

apresentam dependência com a temperatura, enquanto que outros parâmetros como as

resistências série e paralelo são independentes da temperatura.

Figura 3.7 – Curva I-V para o módulo MSX-77, a 1000 W/m², n = 1, variando os valores de

temperatura da junção p-n para 0 ºC; 25 ºC; 50 ºC e 75 ºC.

0 5 10 15 20 250

1

2

3

4

5

6


Corr

ente

do m

ódulo

(A

)

Módulo MSX-77, 1000 W/m², T = 0, 25, 50, 75 ºC

T = 75ºC T = 0ºC

85

Figura 3.8 – Curva P-V para o módulo MSX-77, a 1000 W/m² , n = 1, variando os valores de

temperatura da junção p-n para 0 ºC; 25 ºC; 50 ºC e 75 ºC.

3.3.1.4 Resistência série, RS

A resistência série é um parâmetro que pode ser calculado através da declividade da

corrente no ponto de circuito aberto (Voc) subtraído de um valor chamado , mostrado

nas equações 3.9 e 3.10 para uma única célula, respectivamente. Nesta seção é mostrado para

o módulo, logo se substituiu n por m e, para facilitar a visualização,

.

0 5 10 15 20 250

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100


Potê

ncia

de s

aíd

a (

W)

Módulo MSX-77, 1000 W/m², T = 0, 25, 50, 75 ºC

T = 75ºC

T = 0ºC

86

Figura 3.9 – Curva I-V para o módulo MSX-77, a 1000 W/m², n = 1, a 25 ºC, variando os

valores de resistência série (Rs) para 0 Ω; 10 mΩ e 20 mΩ.

Curvas I-V experimentais mostram que Rs tem um efeito bastante significativo na

declividade da curva I-V no ponto (V = VOC, I = 0), por isso Rs é uma derivada para este ponto

e é calculada conforme equação 3.24 [45].

Os valores de RS não são usualmente disponibilizados pelos fabricantes de módulos,

todavia, [48] sugere valores entre 0,30 Ω e 0,33 Ω. As figuras 3.9 e 3.10 mostram que quanto

maior for a resistência série de um módulo fotovoltaico, maior serão as perdas nos contatos e

menor a potência máxima gerada. O valor calculado pelo algoritmo em MATLAB mostrado

na figura 3.2 encontrou RS = 0,0103 Ω, valor muito inferior a estimativa sugerida, mas com

escala de grandeza compatível com valor de RS = 0,018 Ω, obtido por [45].

0 5 10 15 20 250

1

2

3

4

5

6


Corr

ente

do m

ódulo

(A

)

Modelo MSX-77, 1000 W/m², 25ºC, Rs = 0; 10 e 20 mOhm.

Rs = 0 Ohm

Rs = 20 mOhm

87

Figura 3.10 – Curva P-V para o módulo MSX-77, a 1000 W/m², n = 1, a 25 ºC, variando os

valores de resistência série (Rs) para 0 Ω; 10 mΩ e 20 mΩ.

3.3.1.5 Resistência paralelo ou shunt, RSh

A resistência em paralelo é um parâmetro que pode ser calculado através da declividade

da corrente no ponto de curto-circuito (Isc), isto é, a equação 3.25 mostra como pode ser

obtida:

Os valores de Rsh geralmente não são disponibilizados pelos fabricantes de módulos,

todavia [48] sugere valores entre 50 Ω e 170 Ω baseado nas declividades de curvas

experimentais. Células mais modernas devem superar estes valores, podendo ser consideradas

infinitas, conforme mostrado na figuras 3.11 e 3.12, que revelam pequena diferença entre as

curvas Rsh = infinito e Rsh = 500 Ω.

0 5 10 15 20 250

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100


Potê

ncia

de s

aíd

a (

W)

Modelo MSX-77, 1000 W/m², 25ºC, Rs = 0; 10 e 20 mOhm.

Rs = 0 Ohm

Rs = 20 mOhm

88

Figura 3.11 – Curva I-V para o módulo MSX-77, a 1000 W/m², a 25 ºC, variando os

valores de resistência shunt (Rsh) para infinito; 500 Ω, 100 Ω e 10 Ω.

Figura 3.12 – Curva P-V para o módulo MSX-77, a 1000 W/m², a 25 ºC, variando os

valores de resistência shunt (Rsh) para infinito; 500 Ω, 100 Ω e 10 Ω.

0 5 10 15 20 250

1

2

3

4

5

6


Corr

ente

do m

ódulo

(A

)

Módulo MSX-77, 25ºC, 1000 W/m² , Rsh = inf; 500; 100; 10 Ohms

Rsh = inf

Rsh = 500 Ohm

Rsh = 100 Ohm

Rsh = 10 Ohm

0 5 10 15 20 250

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100


Potê

ncia

de s

aíd

a (

W)

Módulo MSX-77, 25ºC, 1000 W/m², Rsh = inf; 500; 100; 10 Ohms

Rsh = 10 Ohm

Rsh = inf

Rsh = 500 Ohm

Rsh = 100 Ohm

89

3.4 Modelo de 4 parâmetros da célula ou módulo fotovoltaico[37, 45]

O comportamento de células FV pode ser modelado como o circuito equivalente

mostrado na figura 3.13. Este circuito é semelhante ao anterior, contendo uma resistência

série (RS), uma resistência em paralelo (RSh) e a letra “V” representa a tensão na carga.

Figura 3.13 – Circuito elétrico equivalente de um gerador FV [37].

Existem cinco parâmetros a serem calculados, eles são: a (parâmetro de correção da

curva), IL (corrente fotogerada), I0 (corrente de saturação reversa do diodo), RS (resistência

série) e RSh (resistência paralelo ou shunt). O modelo que considera todos estes parâmetros é

denominado de modelo de 5 parâmetros.

Aplicando a 1ª Lei de Kirchoff no circuito equivalente, o resultado é o fluxo de corrente

que parte do gerador para alimentar a carga, como mostrado na equação 3.26:

Expandindo a corrente de polarização (ID) e a corrente pela resistência em paralelo (ISh),

tem-se a equação 3.27, equivalente a 3.2.

As equações que descrevem o modelo são reproduzidas neste tópico. Apesar de haver

bastante semelhança com as do modelo apresentado anteriormente, há diferenças que geram

resultados significativamente distintos quando simulados.

Nas condições de curto-circuito, a tensão V = 0 e a corrente de diodo é muito pequena,

isto é,

, logo a corrente fotogerada é igual a:

90

Este valor de IL,ref, assim como outros valores com índice ref são necessários como

estimação inicial para o Método de Newton. É importante informar também que todos os

parâmetros com o subscrito ref são obtidos nas condições de referência (Href = 1000 w/m²,

Tc,ref = 25ºC e Mam,ref = 1,5).

Nas condições de circuito aberto, a corrente é zero ( ) e o termo exponencial da

equação 3.27 é muito maior que 1. Nessa condição, têm-se:

Se RSh tende ao infinito para células mais modernas, o modelo é chamado de 4

parâmetros que é de mais simples solução, embora não haja perda significativa em precisão

[44]. As equações 3.28 e 3.29 podem ser vistas conforme as equações 3.30 e 3.31,

respectivamente.

Os efeitos da temperatura nos parâmetros a, IL e I0 são refletidos nos módulos

fotovoltaicos de acordo com as equações 3.32, 3.33 e 3.34 [43, 50].

Onde H é a radiação solar incidente no plano da célula ou módulo, Eg é a energia da

banda proibida do material (1,12 eV para o Si e 1,35 eV para o GaAs), Ns é o número de

células em série em um módulo e Mam é a massa de ar. Para o estudo abordado, considera-se

, já que muitos modelos não o consideram, principalmente porque o seu

91

efeito sobre o resultado final do modelo é muito pequeno. Além disso, trata-se de uma

variável de difícil obtenção, como visto na equação polinomial 3.35 [43] a seguir:

Onde AMa é a massa de ar absoluta, que corresponde a taxa de massa da atmosfera ao

qual os raios solares atravessariam se o sol tivesse localizado no zênite8 (a nível do mar e sol

no zênite, AMa = 1); as constantes a0, a1, a2, a3 e a4, estão apresentadas na tabela 3.4, de modo

que elas podem servir para qualquer tipo de célula (monocristalina, policristalina, amorfo e

filmes finos), já que a diferença para os resultados obtidos usando as constantes de diferentes

células é insignificante [43].

Tabela 3.4 - Valores fornecidos pelo NIST.

SOLAREX MSX-64 (1997)

a0 a1 a2 a3 a4

0.918093 0.086257 -0.024459 0.002816 -0.000126

Fonte: Sandia National Laboratories [43].

O coeficiente de temperatura da corrente de curto-circuito µI,SC e o coeficiente de

temperatura da tensão de circuito aberto µV,OC são obtidos por meio de medidas de variação

de temperatura e de tensão para cada grau Kelvin, e são aproximadas pelas equações 3.36 e

3.37, respectivamente.

Se o coeficiente de temperatura da corrente de curto-circuito (µI,SC) e o coeficiente de

temperatura da tensão de circuito aberto (µV,OC) são conhecidos, então é possível encontrar

uma equação adicional independente, igualando-se o valor experimental de µV,OC com o valor

obtido da expressão analítica para a derivada . Diferenciando-se VOC na equação

8 Zênite é entendido como um ponto exatamente acima de um referencial e se localiza na abóboda celeste.

Segundo a perspectiva de um observador, ele pode ser visto como um ponto exatamente acima da sua cabeça e

projetado como um ponto superior na esfera celeste [49].

92

3.31 com relação a T e usando as equações 3.32, 3.34 e 3.36, pode-se demonstrar que [44,

50]:

Substituindo na equação 3.27 as condições de máxima potência (V=Vmp e I=Imp), de

modo que IL,ref e I0,ref foram obtidos das equações 3.30 e 3.31, respectivamente, e

desprezando-se novamente o valor “1” na equação 3.27, uma vez que o termo exponencial na

condição de máxima potência é também muito maior que “1”, o resultado fica:

Manipulando matematicamente a equação 3.39 e isolando Rs,ref, obtém a equação 3.40:

Se o valor de aref, determinado pela equação 3.38 for maior que zero, porém menor que

o valor máximo obtido da equação 3.40 (com RS = 0), então o modelo para determinar as

características I-V da célula, módulo ou gerador FV está completo, caso contrário mais

iterações devem ser feitas até convergir para as condições citadas anteriormente.

A potência de saída do sistema é calculada pela equação 3.42.

Para encontrar o valor de máxima potência existe uma maneira numérica bastante

simples, utilizando uma ferramenta computacional, basta variar V na curva P-V até que a

máxima potência seja encontrada. Outra maneira mais complexa de se obter o ponto de

máxima potência é diferenciar a equação 3.42 com relação à tensão V e igualar o resultado a

zero, todavia isso resulta em uma equação transcendental e, de todo modo, deve ser resolvido

numericamente [44].

93

Resumindo, as entradas necessárias ao modelo em questão são: VOC,ref [V], Isc,ref [A], Tc

[K], H [W/m²], n [adimensional], µI,SC [%/ºC], µV,OC [mV/ºC], Vmp,ref [V], Imp,ref [A]. As saídas

do modelo são: I [A], V [V], Imp [A], Vmp [V], Pmp [W], a [adimensional], Rs [Ω], IL [A], I0

[A].

3.4.1 Modelo de 4 parâmetros para geradores fotovoltaicos [51]

A associação em série de células nos permite construir módulos fotovoltaicos que, por

sua vez, quando conectados em uma matriz NsG x NpG série-paralelo, constituem os geradores

ou arranjos FV.

A obtenção da característica de um gerador FV através da característica individual de

um módulo FV faz necessário seguir as etapas descritas anteriormente para o modelo de uma

única célula ou módulo, considerando ainda que a unidade a ser usada para o gerador é a de

um único módulo FV, com os parâmetros: corrente de curto-circuito do módulo (Isc,M), tensão

de circuito aberto do módulo (VOC,M), máxima potência do módulo (Pmp,M), corrente de

máxima potência do módulo (Imp,M), tensão de máxima potência do módulo (Vmp,M) e

coeficientes de temperatura de corrente de curto-circuito e tensão de circuito aberto do

módulo.

Tendo estes parâmetros como entradas do modelo, é possível construir um gerador

constituído de NsG módulos em série e NpG em paralelo, onde a característica I-V do gerador

será:

Onde o subscrito G significa para o gerador e M para o módulo.

Aplicando as equações 3.43 e 3.44 na equação 3.27, considerando que RSh tende para o

infinito, logo IL,ref = ISC e

, encontra-se, na equação 3.45, IG =

f(VG) da forma:

94

3.5 Inversor

3.5.1 Introdução

O objetivo deste tópico é a modelagem matemática da etapa de conversão da energia

CC gerada pelo gerador FV para CA, utilizando o modelo proposto por Jantsch et al. [52] que,

juntamente com os dois modelos propostos anteriormente para módulos fotovoltaicos e

potência CC gerada, é possível calcular a potência CA entregue ao barramento CA,

finalizando uma modelagem que compreende gerador FV e inversor para um SFCR.

Antes de abordar a modelagem, é oportuno tratar sucintamente de alguns parâmetros

característicos que contribuem para determinação do desempenho de sistemas FV. Esses

parâmetros característicos servem como ferramentas práticas muito importantes para a análise

de SFCR com base na produção de energia, recurso solar, perdas e custo [9].

3.5.2 Parâmetros característicos de desempenho do sistema FV

3.5.2.1 Fator de capacidade (FC)

É um parâmetro utilizado para estudo de desempenho de sistemas de produção de

energia e varia muito, dependendo do tipo de fonte energética que é utilizada e do tipo de

sistema. Ele é definido como a razão entre a energia gerada em um determinado intervalo de

tempo pela energia que poderia ser gerada na potência nominal, conforme equação

3.46.

Onde PSaída é a potência instantânea gerada e é a soma das potências nominais dos

geradores que constituem o sistema. O fator de capacidade não deve ser confundido com o

fator de disponibilidade ou com eficiência.

No Brasil o fator de capacidade solar fotovoltaico é tipicamente menor que 15%,

quando se considera 24 horas o intervalo de tempo no denominador da equação 3.46, uma vez

que a produção de eletricidade não ocorre durante a noite e em momentos de

indisponibilidade do recurso solar durante o dia.

95

3.5.2.2 Energia específica (EE)

A energia específica é um conceito que pode ser definido de várias maneiras,

dependendo do contexto em que ele está inserido. Através desse parâmetro é possível, por

exemplo, calcular o tempo de retorno da energia gasta para a produção de módulos

fotovoltaicos (Energy Payback Time – EPBT), sendo expresso em kWhe/kWp, onde kWhe é

kilowatt-hora elétrico; assim como pode ser uma ferramenta muito útil para a comparação

entre SFCR’s de diferentes tamanhos e em diferentes localizações, onde a EE é expressa em

kWh/kWp [9].

Sistemas com a mesma potência nominal apresentam distintos valores de energia

específica, logo a EE pode ser um bom procedimento para avaliar o desempenho de diferentes

sistemas que são constituídos com equipamentos de diversos fabricantes, semelhante ao que o

FC faz [9].

3.5.2.3 Produtividade do sistema (YF)

Na área de sistemas FV, o termo EE é conhecido como produtividade do sistema,

expressa em kWh/kWp, ou simplesmente em horas, que é a razão entre a energia entregue à

rede elétrica em um determinado intervalo de tempo e a potência nominal do gerador, como

segue na equação 3.47.

Nota-se que o parâmetro YF representa o número de horas que o sistema FV teria que

operar com a potência nominal do gerador FV de modo a produzir a mesma quantidade de

energia que foi entregue à rede elétrica (SFCR) ou diretamente à carga (sistemas FV

autônomos). O parâmetro YF normaliza a energia produzida levando em consideração o

tamanho do sistema, consequentemente, é uma maneira bastante conveniente para comparar

energia produzida por sistemas fotovoltaicos de diferentes tamanhos.

Outro conceito importante é o YR ou Reference Yield, que é definido como a irradiação

total no plano do gerador FV dividida pela irradiância de referência. Ele corresponde ao

número equivalente de horas de incidência da irradiância de referência (1.000 W/m²), como

pode ser visto em:

96

O YR define a disponibilidade de recurso solar para um sistema FV, isto é, ela é função

da localização, orientação do gerador FV e da variabilidade mensal e anual do clima [56].

3.5.2.4 Rendimento Global (Performance Ratio - PR)

O Rendimento Global (PR) é definido como a razão entre YF e YR, conforme a equação

3.49. A partir dessa normalização com respeito à disponibilidade do recurso solar, são

quantificadas as perdas em relação à potência nominal devido a diversos fatores, como:

ineficiência do inversor, fiação, incompatibilidade, perdas durante a conversão de potência

CC para CA, temperatura do módulo FV, utilização incompleta de irradiância por reflexo na

superfície frontal do módulo, sujeiras e falhas dos componentes.

Os valores de PR normalmente são relatados em uma base mensal ou anual. Valores

calculados para intervalos menores tais como semanal ou diário podem ser úteis para

identificar ocorrências de falhas em componentes. Por causa das perdas devido à temperatura

do módulo FV, os valores de PR são maiores no inverno que no verão, e normalmente

figuram no intervalo de 0,6 a 0,8. Se as sujeiras em módulos FV forem sazonais, isto também

pode influenciar nas diferenças de PR do verão para o inverno. Havendo diminuição dos

valores anuais, pode-se indicar uma perda permanente no desempenho de um sistema [56].

3.5.3 Modelo de eficiência de conversão do inversor

Vários modelos descrevem a eficiência dos inversores. Este trabalho utilizará o modelo

proposto em [52], que é descrito com mais detalhes por Martín [23], onde se verificou bom

compromisso entre precisão e simplicidade, como foi apresentado em [9].

97

3.5.3.1 Potência de saída e eficiência do inversor

A eficiência do inversor já foi mostarda no capítulo 2, pela equação 2.7, a qual é

mostrada novamente a seguir, com o objetivo de facilitar a compreensão do modelo

apresentado nesse capítulo.

Onde

é a potência de saída normalizada com relação à potência

nominal do inversor.

Os parâmetros característicos k0, k1 e k2 são os mesmo apresentados no capítulo anterior,

porém, para facilitar a leitura, são mostrados novamente pelas seguintes expressões [19]:

Onde ηInv1, ηInv0,5, ηInv0,1 são os valores da eficiência instantânea correspondentes a

operação do inversor a 100, 50 e 10% da potência nominal, respectivamente. Estes valores

podem ser obtidos pela curva de eficiência do inversor que, em alguns casos, consta no

catálogo do fabricante, ou então deve ser levantada experimentalmente, para maior precisão

do sistema a ser analisado.

Os valores médios, em porcentagem, são k0 = 2, k1 = 2,5 e k2 = 8, levando a 85% de

eficiência energética típica. Inversores muito bons reduzem estes valores para k0 = 0,35, k1 =

0,5 e k2 = 1, levando a 95% de eficiência energética típica [9].

Para calcular a potência de saída do inversor, é necessário conhecer a eficiência do

inversor (ηInv), pois ela depende das perdas envolvidas no estágio de inversão, como

representado na equação 3.54:

98

Normalizando com relação à potência nominal do inversor ( ) e substituindo

na equação 3.54, obtém-se a fórmula utilizada para

calcular a potência de saída do inversor, como segue:

Observa-se que para concluir a modelagem proposta é necessário considerar que os

inversores limitam a potência de saída em sua potência máxima CA, em geral fornecida pelo

fabricante, já que durante a etapa de projeto e dimensionamento de sistemas as perdas por

limitação devem ser previstas e, assim, minimizadas. A potência máxima de saída do gerador

fotovoltaico pode então ser obtida através da radiação solar e da temperatura ambiente, e, em

outro momento, fazer as devidas considerações para a potência de saída do inversor, PSaída,

conforme as equações:

Onde PSaída é obtido a partir do valor normalizado obtido na equação 3.55, é a

máxima potência que o inversor suporta nos seus terminas de entrada sem limitar a potência

de saída (potência limite admissível) e é a potência nominal do inversor.

é

uma consideração plausível em situações que não se dispõem de dados a respeito de potência

máxima admissível para o funcionamento do inversor [9].

Nos cálculos também são consideradas outros tipos de perdas, como em diodos, cabos,

fusíveis, proteções e contadores, tanto do lado CC quanto do lado CA (estas perdas têm

valores típicos que variam de 2 a 3%. Já as perdas por dispersão entre os módulos e diodos,

ficam em torno de 3%, podendo atingir até 5,7% para grandes centrais [9].

Desta maneira conclui-se a modelagem de um SFCR apresentada neste trabalho, pois

permite que a potência de entrada (pFV) possa ser obtida pelo modelo simplificado de Gow e

Manning (tópico 3.3), pelo modelo de 4 parâmetros (tópico 3.4), ou através de medidas

experimentais. Este último é mais recomendado, pois considera as especificidades do local a

ser inserido o inversor, constituindo um valor mais preciso que, quando inserido na equação

99

3.55, o que permite o cálculo da potência de saída (pSaída) do inversor. A modelagem

utilizando o Matlab para a eficiência do inversor é feita e mostrada no ANEXO B, com o

intuito de facilitar a compreensão do comportamento da disponibilidade de energia que

alimenta as cargas, utilizando conceitos de Fator de Dimensionamento do Inversor (FDI),

Produtividade do Sistema (YF) e Eficiência do Inversor.

3.6 Dimensionamento de Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede (SFCR)

Antes de iniciar uma forma de realizar o dimensionamento de um SFCR, é muito útil

definir um conceito largamente utilizado para esta etapa de projeto, o Fator de

Dimensionamento do Inversor (FDI).

O FDI (Fator de Dimensionamento do Inversor) representa a razão entre a potência

nominal do inversor ( ) e a potência nominal máxima ou potência de pico do gerador FV

( ). Um FDI de 0,7 indica que a capacidade do inversor é 70% da potência nominal

máxima ou de pico do gerador FV [54].

Após conhecer este conceito, divide-se a etapa de dimensionamento de inversores em

determinação da potência, correlacionando ao conceito de FDI apresentado; escolha da tensão

de entrada correspondente aos limites estabelecidos pelos fabricantes de inversores e

determinação do número de fileiras de módulos que serão conectados em série e em paralelo.

Esta sequência de etapas é realizada utilizando a modelagem matemática proposta neste

trabalho e as linhas de código do programa são apresentadas no ANEXO B. Além disso, um

exemplo prático é exposto no item 3.7.2 e, posteriormente, uma interface gráfica é

apresentada com o intuito de facilitar a utilização do programa por outros usuários.

3.7 Simulações e resultados

3.7.1 Simulações para os modelos de módulos / geradores fotovoltaicos

A metodologia utilizada para realizar as simulações e avaliar os modelos foi obter a

curva I-V para três modelos de módulos fotovoltaicos, estes são: MSX-77 e MSX-83 da

SOLAREX, e SP75 da SIEMENS; através do modelo simplificado de Gow e Manning e

através do modelo de 4 parâmetros, e confrontar cada um destes com os dados das respectivas

curvas I-V extraídas dos catálogos de fabricantes.

100

Os dados da curva I-V obtidos do catálogo do fabricante foram extraídos utilizando um

programa chamado TechDig9. Para tal, os passos seguidos foram:

1º passo: A curva I-V fornecida por cada fabricante deve ser salva como uma figura

bitmap 256 cores, isto é, extensão “.bmp”;

2º passo: O arquivo “.bmp” é carregado no TechDig;

3º passo: Utilizando o programa, são demarcadas as coordenadas XY correspondentes

na figura, indicando origem (0,0), limite superior do eixo x (25,0) e limite superior do eixo y

(0,6);

4º passo: Utilizando a seta do mouse, seleciona-se sobre a curva I-V desejada diversos

pontos, de modo que as coordenadas XY destes pontos são memorizadas e, posteriormente,

podem ser exportadas para um arquivo no formato “.xls”(Excel), conforme apresentado nas

tabelas A.1, A.2 e A.3 do Anexo A;

5º passo: Esboçar os pontos obtidos com o TechDig, confrontando com as curvas I-V

calculadas pelos modelos apresentados.

Antes de entrar no mérito de avaliação dos modelos, observa-se que a precisão dos

resultados obtidos através desta metodologia é impactada por dois pontos chaves, estes são:

o A curva I-V fornecida no catálogo de fabricantes pode não estar em escala;

o A metodologia utilizada para a extração dos pontos não é totalmente automática,

pois se usa a seta do mouse para demarcação dos pontos sobre a curva.

A figura 3.14 mostra a interface do programa, onde as cruzes em azul indicadas sobre a

curva foram obtidas selecionando com a seta do mouse sobre a figura e os respectivos pontos

extraídos em um arquivo “xls”. Os círculos com uma cruz em vermelho são as referências dos

limites iniciais e finais de cada eixo. Estes também são indicados com a seta do mouse,

inserindo em outra janela os valores numéricos inferiores e superiores tanto do eixo-x, assim

como do eixo-y.

9 TechDig Version 1.1b é um software que cria coordenadas XY em figuras em bitmap (.bmp). Ele deve ser

comprado, havendo compartilhamento para uso de avaliação em um período de 30 dias (shareware), registrado

sob autoria de Ronald B. Jones no ano de 1994.

101

Figura 3.14 – Interface do programa TechDig Version 1.1b.

3.7.1.1 Avaliação do modelo simplificado de Gow e Manning

O modelo simplificado de Gow e Manning será avaliado através da comparação de

curvas I-V calculadas com curvas I-V extraídas do catálogo da SOLAREX, para os módulos

MSX-77 e MSX-83, e da SIEMENS, para o módulo SP75, identificando o comprometimento

entre precisão e simplicidade do modelo apresentado.

As figuras 3.15, 3.16 e 3.17, mostram as curvas I-V do MSX-77, MSX-83 e SP75,

calculadas e extraídas das curvas dos fabricantes.

Figura 3.15 – Método de Gow e Manning. Comparação das curvas calculadas com as do

fabricante na condição de 1000 W/m² para o módulo MSX-77.

102




fabricante para o módulo SP75.

É possível observar, nas figuras 3.15 e 3.16, incoerência entre as curvas calculadas com

as do catálogo do fabricante, identificando que, em geral, a curva do fabricante apresenta

valores de corrente inferiores à curva calculada, para o mesmo nível de tensão.

103

Uma das razões observadas nos dados das tabelas A.1 e A.2 é que, provavelmente, as

curvas I-V dos módulos MSX-77 e MSX-83 estão fora de escala. Efetuando o produto I x V

dos dados obtidos pelo TechDig, encontra-se um valor de potência máxima

consideravelmente inferior ao valor fornecido pelo próprio fabricante. Por exemplo, para o

módulo MSX-77, nas STC, o fabricante informa que Pmp = 77 Wp, entretanto o produto de

alguns pontos de tensão e corrente informam um máximo valor de potência em 73,3841 Wp,

conforme dado em negrito na tabela A.1. A metodologia utilizada não é o suficiente para

afirmar tal suposição, mas dá um bom indicativo de que a curva I-V apresentada no catálogo

da SOLAREX está fora de escala.

A figura 3.17, em contrapartida, apresenta valores um pouco melhores, embora ainda

não ótimos, para o módulo SP75, identificando que, em geral, a curva do fabricante apresenta

valores de corrente superiores à curva calculada, para o mesmo nível de tensão.

A razão observada é semelhante à anterior, pois é possível identificar na curva do

fabricante, um valor de potência máxima consideravelmente superior ao valor apresentando

na tabela de características elétricas do módulo. A folha de dados do modelo SP75, nas STC,

informa que Pmp = 75 Wp, porém o produto dos pontos de tensão e corrente extraídos pelo

TechDig informam um máximo valor de potência em 79,73503 Wp, conforme dado em

negrito na tabela A.3. Isso também pode ser um indicativo de que a curva I-V apresentada no

catálogo da SIEMENS possivelmente está fora de escala.

3.7.1.2 Avaliação do modelo de 4 parâmetros

De maneira muito semelhante à abordada no tópico anterior, os mesmos problemas

foram identificados, todavia, apresentando maior discrepância entre os valores calculados

pelo modelo de 4 parâmetros e os dados extraídos dos catálogos de fabricantes.

104

Figura 3.18 – Método de 4 parâmetros. Comparação das curvas calculadas com as do




105


fabricante para o módulo SP75.

A metodologia utilizada não permitiu observar a eficácia dos modelos propostos,

principalmente pela dificuldade de se ter acesso aos dados mais precisos das curvas I-V dos

módulos analisados. No tópico subsequente são comparados os dados calculados pelo

programa, tanto nas STC quanto para outros níveis de temperatura (considerando a irradiância

padrão), com aqueles listados nos catálogos dos módulos.

Os resultados obtidos nas comparações dos dois métodos mostram a importância de se

medir experimentalmente a curva I x V dos geradores FV, uma vez que muitas das vezes os

catálogos dos fabricantes fornecem informações que não condizem com a realidade. No

Capítulo 4 é mostrada uma ferramenta computacional que traça a curva I x V de geradores,

além de extrapolar essa curva para o STC, mostrando o real comportamento do gerador nas

condições padrão.

3.7.1.3 Estudo comparativo entre os modelos apresentados

O estudo comparativo entre os modelos de Gow e Manning e o modelo de 4 parâmetros

é realizado através da comparação com os 5 parâmetros (VOC, Isc, Vmp, Imp e Pmp) que

caracterizam a curva I-V de um módulo fotovoltaico, extraídos das tabelas dos catálogos dos

fabricantes nas STC, dos módulos MSX-70, MSX-77, MSX-83, A75 e SP75.

106

Tabela 3.5 – Comparativo entre modelo de Gow e Manning simplificado e modelo de 4

parâmetros com dados extraídos de catálogo para a condição padrão.

Módulo Modelo Valor calculado pelo modelo e Erro (%) em relação ao catálogo.

Isc(A) Voc(V) Vmp(V) Imp(A) Pmp(W)

MSX-

70

Gow e

Manning

Calculado 4,97 20,5 16,02 4,64 74,34

Erro (%) - - 0,12 1,99 6,20

4 param. Calculado 4,97 20,5 16,05 4,54 72,80

Erro (%) - - 0,31 0,30 4,00

MSX-

77

Gow e

Manning

Calculado 5 21 16,47 4,68 77,05

Erro (%) - - 2,54 2,59 0,06

4 param. Calculado 5 21 16,9 4,56 77,06

Erro (%) - - 0 0 0,08

MSX-

83

Gow e

Manning

Calculado 5,27 21,2 16,54 4,92 81,48

Erro (%) - - 3,27 1,44 1,83

4 param. Calculado 5,27 21,2 17,27 4,80 82,98

Erro (%) - - 0,99 0,93 0,02

A75

Gow e

Manning

Calculado 4,8 21 16,57 4,49 74,45

Erro (%) - - 2,53 2,12 0,73

4 param. Calculado 4,8 21 17,06 4,38 74,80

Erro (%) - - 0,35 0,34 0,26

SP75

Gow e

Manning

Calculado 4,8 21,7 17,22 4,50 77,06

Erro (%) - - 1,29 2,42 2,75

4 param. Calculado 4,8 21,7 17,04 4,39 74,80

Erro (%) - - 0,23 0,23 0,26

Neste comparativo observou-se que, diferentemente dos resultados apresentados nos

dois itens anteriores, 3.7.1.1 e 3.7.1.2, onde as curvas de Gow e Manning se comportaram

melhores que as curvas do modelo de 4 parâmetros quando aproximadas com dados de

catálogo, verifica-se que os erros percentuais em relação aos parâmetros do ponto de máxima

potência de catálogo são muito pequenos para o modelo de 4 parâmetros, sendo relativamente

maiores para o modelo simplificado de Gow e Manning, para todos os módulos estudados.

A tabela 3.6 mostra outra análise comparativa entre os modelos, considerando o ponto

de máxima potência em diferentes níveis de temperatura e irradiância de 1000 W/m². Neste

contexto, calculou-se o erro percentual em relação aos dados fornecidos pelos fabricantes dos

módulos. Esses valores foram obtidos pela fórmula indicada na última linha da tabela 3.6

(modelo de potência), na qual “Gama” representa o coeficiente de temperatura do ponto de

máxima potência de cada módulo, que geralmente é fornecido pelo fabricante.

Verifica-se que os erros percentuais dos dois modelos variam para cada módulo

analisado, e são, na maioria dos casos, menores do que 5%. Esses resultados foram obtidos

utilizando o fator de idealidade igual à unidade para o modelo de 4 parâmetros e igual a 1,1

107

para o modelo de Gow e Manning, com a finalidade de efetuar também a comparação entre os

erros relativos de cada módulo. Nesse caso, para um resultado mais próximo do fornecido

pelo fabricante, o ideal seria considerar um fator de idealidade para cada módulo específico.

Tabela 3.6 – Comparação entre os modelos e dados fornecidos pelo fabricante no PMP em

diferentes níveis de temperatura.

Módulo Modelo

Valor calculado pelo modelo e Erro (%) em relação ao datasheet.

Pmp (W) T =

0ºC

T =

25ºC

T =

45ºC

T =

50ºC

T

=60ºC T=75ºC n

MSX-70

Gow e

Manning

Calculado 82,71 74,34 67,47 65,74 62,25 56,96

1,1 Fabricante 78,75 70,00 63,00 61,25 57,75 52,50

Erro (%) 5,03 6,20 7,10 7,33 7,79 8,50

4 param.

Calculado 80,42 72,80 66,56 64,98 61,80 56,99

1 Fabricante 78,75 70,00 63,00 61,25 57,75 52,50

Erro (%) 2,12 4,01 5,65 6,09 7,02 8,56

MSX-77

Gow e

Manning

Calculado 85,52 77,05 70,14 68,40 64,90 59,62

1,1 Fabricante 86,62 77,00 69,30 67,37 63,52 57,75

Erro (%) 1,28 0,06 1,22 1,52 2,16 3,24

4 param.

Calculado 84,22 77,06 70,70 69,10 65,87 60,99

1 Fabricante 86,62 77,00 69,30 67,37 63,52 57,75

Erro (%) 2,77 0,08 2,03 2,56 3,70 5,62

MSX-83

Gow e

Manning

Calculado 90,32 81,48 74,27 72,45 68,79 63,27

1,1 Fabricante 93,37 83,00 74,70 72,62 68,47 62,25

Erro (%) 3,26 1,83 0,58 0,24 0,46 1,65

4 param.

Calculado 91,08 82,98 76,36 74,69 71,33 66,25

1 Fabricante 93,37 83,00 74,70 72,62 68,47 62,25

Erro (%) 2,46 0,02 2,23 2,85 4,17 6,43

A75

Gow e

Manning

Calculado 82,58 74,45 67,82 66,15 62,79 57,71

1,1 Fabricante 84,37 75,00 67,50 65,62 61,87 56,25

Erro (%) 2,13 0,73 0,48 0,79 1,47 2,60

4 param.

Calculado 82,25 74,80 68,72 67,18 64,09 59,43

1 Fabricante 84,37 75,00 67,50 65,62 61,87 56,25

Erro (%) 2,51 0,26 1,81 2,38 3,59 5,65

SP75

Gow e

Manning

Calculado 85,91 77,60 70,89 69,20 65,83 60,75

1,1 Fabricante 85,31 75,00 66,75 64,69 60,56 54,37

Erro (%) 0,70 3,47 6,20 6,98 8,69 11,73

4 param.

Calculado 82,43 74,80 68,63 67,08 63,97 59,30

1 Fabricante 85,31 75,00 66,75 64,69 60,56 54,37

Erro (%) 3,37 0,26 2,82 3,70 5,63 9,06

Equação Fabricante: P=Pmp*(1+Gama*(T-25))

108

Outra aplicação que foi expandida somente para o modelo de 4 parâmetros é utilizar o

modelamento matemático para um gerador FV. A figura 3.21 mostra em preto a curva I-V de

um único módulo FV, em vermelho são dois módulos em paralelo, em azul são dois em série

e, em verde, um arranjo com dois em série em duas strings em paralelo.

Figura 3.21 – Curva I-V nas STC para as combinações NsG = 1:2 e NpG = 1:2 em utilizando

o módulo fotovoltaico MSX-77.

A importância de estudar as características I-V dos geradores fotovoltaicos é ter à

disposição as possíveis combinações de corrente versus tensão, possibilitando realizar

estimativas da potência disponível na saída do gerador FV para determinadas condições

ambientais. Isso facilita o entendimento de como se comporta um gerador FV específico,

servindo de embasamento para futuras medições e testes em campo. Desta maneira, torna-se

uma ferramenta interessante que pode auxiliar no dimensionamento SFCR.

Na figura 3.22, a título de demonstração, simulou-se um sistema composto por 21

módulos FV monocristalinos SP75 da SIEMENS caracterizando um sistema de 1,575 kWp,

sendo que todos os módulos estão conectados em série, que corresponde ao gerador instalado

no laboratório do GEDAE.

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 500

2

4

6

8

10

12


Corr

ente

do m

ódulo

(A

)

NsgxNpG = 1x1

NsgxNpG = 1x2

NsgxNpG = 2x1

NsgxNpG = 2x2

109

Figura 3.22 – Curva I-V e curva P-V nas STC para um gerador fotovoltaico em único

arranjo composto de 21 módulos em série SP75, cujos valores calculados são:

, e .

Para efeito de confirmação da funcionalidade do modelo para gerador FV, faz-se

necessário efetuar um estudo comparativo entre os resultados encontrados em simulações, a

partir de dados reais de irradiância e temperatura, com valores obtidos experimentalmente de

um sistema em operação.

A tabela 3.7 mostra um comparativo para o modelo de 4 parâmetros de geradores FV. A

comparação foi feita com dados medidos do SFCR do prédio do IEE/USP, cujo gerador FV

em questão é constituído de 20 módulos MSX-77, sendo 10 em série e 2 strings em paralelo

[9]. Na tabela são mostrados os valores da potência calculada pelo programa, da potência

medida do gerador FV, o erro relativo entre as potências, a irradiância no plano do gerador e a

temperatura de célula. Os dados climáticos são da cidade de São Paulo e foram medidos entre

os meses de outubro de 2005 e janeiro de 2006.

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 5000

1

2

3

4

5

Corr

ente

do m

ódulo

(A

)


0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 5000

400

800

1200

1600

2000

Potê

ncia

de s

aíd

a (

W)

110

Tabela 3.7 – Comparativo entre o modelo de 4 parâmetros e dados medidos

experimentalmente.

Módulo Modelo

Valor calculado pelo modelo e Erro (%) em relação aos valores medidos.

Dia/Mês/Ano Hora Pmodelo

(W)

Pmedido

(W)

Erro

(%)

H

(W/m²)

Tc

(ºC)

MSX-

77

4

param.

1/10/2005 8:00 411,05 416,02 1,19 299,02 25,55

1/10/2005 10:00 322,76 304,65 5,95 254,69 36,06

1/10/2005 12:00 414,93 386,31 7,41 326,55 40,36

1/10/2005 14:00 309,35 299,49 3,29 244,30 35,41

1/10/2005 16:00 79,17 46,60 69,90 67,52 24,20

1/11/2005 8:00 269,77 268,46 0,49 201,36 22,86

1/11/2005 10:00 496,82 493,67 0,64 358,76 27,59

1/11/2005 12:00 595,17 563,34 5,65 430,62 31,38

1/11/2005 14:00 183,84 176,02 4,44 141,80 22,05

1/11/2005 16:00 45,18 23,70 90,66 39,64 19,38

1/12/2005 8:00 321,67 329,09 2,25 243,96 28,89

1/12/2005 10:00 180,60 172,06 4,96 145,20 28,80

1/12/2005 12:00 918,50 856,65 7,22 662,29 39,33

1/12/2005 14:00 823,55 779,07 5,71 598,05 38,55

1/12/2005 16:00 248,79 246,45 0,95 196,86 31,76

1/1/2006 8:00 154,47 146,22 5,64 122,09 23,25

1/1/2006 10:00 302,42 303,73 0,43 227,28 26,12

1/1/2006 12:00 467,85 483,71 3,28 338,38 26,80

1/1/2006 14:00 86,41 69,06 25,12 74,44 27,19

1/1/2006 16:00 412,06 410,87 0,29 309,01 31,35

O modelo utilizado mostrou um bom grau de precisão quando comparado com os dados

medidos. Para níveis de irradiância consideráveis, o erro relativo não ultrapassou 7,5%,

ficando, na maioria dos casos, inferior a 5%. Erro aceitável, uma vez que se deve considerar a

eficiência do SPMP existente no inversor, que corresponde a 95% a 98% para esses casos.

Para níveis de irradiância baixos, normalmente inferiores a 100 W/m2, o erro relativo

entre o modelo de 4 parâmetros e os valores medidos aumenta consideravelmente. Isso se

deve ao fato do SPMP não encontrar o PMP do gerador FV, pois, nesses casos, o SPMP do

inversor não é capaz de completar a operação de seu algoritmo, devido ao baixo nível de

potência na sua entrada.

111

3.7.2 Simulações para o modelo de eficiência de conversão do inversor

Neste tópico será utilizado o modelo de eficiência de conversão do inversor, cuja

implementação no MATLAB é apresentada no ANEXO B para exemplificar o

dimensionamento de um SFCR utilizando um modelo de módulo fotovoltaico e um modelo

de inversor.

a) Escolha do módulo FV: O módulo escolhido para ser utilizado como referência para

este estudo é o módulo IS230, conforme figura 3.23, do fabricante Isofotón, que possui 96

células em série de silício monocristalino e potência nominal de 230 Wp.

Figura 3.23 – Módulo IS230 (Fonte: Catálogo do fabricante Siemens).

A tabela 3.8 apresenta as principais características elétricas e térmicas desse modelo de

módulo FV.

Tabela 3.8 – Parâmetros elétricos e térmicos do módulo IS230.

PARÂMETROS ELÉTRICOS Unidade Quant.

Potência elétrica máxima (Pmax) [Wp] 230

Corrente de máxima potência (Imp) [A] 4,80

Tensão de máxima potência (Vmp) [V] 47,9

Corrente de curto circuito (Isc) [A] 5,23

Tensão de circuito aberto (Voc) [V] 59,1

PARÂMETROS TÉRMICOS

Temperatura nominal de operação da célula (TNOC) [ºC] 47±2

Coef. de temp.: corrente de curto-circuito [% / K] 0,0294

Coef. de temp.: tensão de circuito aberto [% / K] -0,387

Fonte: Catálogo do fabricante Isofotón.

112

b) Escolha do inversor: Devido ao aumento na utilização de sistemas com fontes

renováveis, pode-se encontrar no mercado inúmeros inversores de alta qualidade. Dentre eles

podemos citar as seguintes marcas: SMA, Fronius, Enertron, Outback, Würth, entre outros.

Para esta simulação o inversor escolhido foi o Sunny Boy 7000US, do fabricante

SMA, mostrado na figura 3.24.

Figura 3.24 – Inversor SB 7000US (Fonte: Catálogo do fabricante SMA).

As escolhas de inversor e módulo são meramente ilustrativas para o objetivo que se

pretende atingir. Seguindo os passos descritos mais adiante, outras combinações de inversores

e de módulos FV poderiam ser utilizadas. A tabela 3.9 mostra os dados elétricos do inversor

SB 7000US.

Uma informação importante para utilizar o modelamento matemático apresentado é

obter os pontos de eficiência do inversor em 10, 50 e 100% da potência nominal do inversor.

A figura 3.25 ilustra a curva de eficiência versus potência para três níveis de tensão CC de

operação.

Tabela 3.9 – Dados elétricos do inversor SB 7000US

ENTRADA (CC)

Potência de entrada recomendada (CC@STC) 8750 W

Tensão de operação máxima 600 V

Faixa de tensão de entrada para funcionamento em MPP 250 V – 480 V

Corrente máxima de entrada 30 A

SAIDA (CA)

Potência nominal máxima de saída 7.000 W

Faixa de tensão nominal de saída 183 V – 229 V

Corrente máxima de saída 34 A

Eficiência Máxima 95,5 %

Fonte: Catálogo do fabricante SMA.

113

Figura 3.25 – Curva de eficiência do inversor SB 7000US (Fonte: Catálogo do fabricante

SMA).

Para o modelo funcionar corretamente, uma tabela em Excel com o nome

“CaracTecInversores.xls” deve ser inserida na pasta work do Matlab e deve ser exatamente

igual à tabela da figura 3.26, podendo ser expandida para diversos inversores através da

inserção de novas colunas. Note que os dados de eficiência a 10, 50 e 100% da curva da

figura 3.25 foram extraídos de uma imagem “bmp” utilizando o TechDig e que serão

utilizados neste exemplo. Estes valores constam na quinta coluna da tabela da figura 3.26.

Figura 3.26 – Tabela que indica potência nominal e máxima admissível do inversor, e as

respectivas eficiências quando operando em 10, 50 e 100% da potência nominal para os

inversores SMC 11000TL e SB 7000US.

114

Figura 3.27 – Tabela de dados medidos no aeroporto de Belém, contemplando temperatura

ambiente, irradiância no plano horizontal e irradiância no plano a 10º de inclinação em

relação à horizontal.

Uma segunda e última tabela em Excel com o nome “BelHour10” deve ser inserida na

pasta work do MATLAB e deve ser formatada exatamente igual a tabela da figura 3.27,

constando de dados de Mês, Dia, Hora, Hgh (irradiância no plano horizontal), HGk(10)

irradiância no plano inclinado de 10º graus da horizontal e temperatura ambiente. HGh(10)

pode ser a irradiância em qualquer inclinação. A tabela foi montada desta maneira para

permitir comparação para diferentes inclinações dos módulos FV.

O programa já tem incorporado em seu código desde a etapa de geração e perdas CC,

como potência de saída e perdas CA.

c) Determinação da potência do gerador FV a ser conectado no inversor: o

número de inversores utilizados deriva da potência instalada para o sistema fotovoltaico e do

tipo de sistema escolhido. Como regra geral, dado que os inversores são fornecidos para

vários níveis de potência e que a potência total do sistema FV é determinada pelo produto da

potência nominal pelo número de módulos, considera-se como forma geral de otimização a

seguinte aproximação: Em outras palavras, o FDI deve estar

compreendido entre 0,7 e 1,2 [55].

Existem especificidades que devem ser levadas em consideração, por exemplo, se o

inversor estiver sujeito a elevadas temperaturas, recomenda-se que ele tenha potência superior

115

ao do módulo. Em aplicações com módulos amorfos, deve-se atentar que inicialmente o

gerador FV pode ter uma potência 15% superior a nominal do inversor, na qual irão se

estabilizar somente ao fim dos primeiros meses [55]. A figura 3.28 mostra um exemplo de um

inversor Sunny Boy em operação cuja imagem termográfica mostrou valores de temperaturas

consideradas aceitáveis.

Para o caso apresentado de um dimensionamento de um sistema utilizando módulos IS-

230 e inversor SB 7000US, a figura 3.29 apresenta a relação entre a eficiência do inversor

pelo FDI e a figura 3.30 apresenta o gráfico do YF pelo FDI.

Figura 3.28 – Modelo SMA SB5000TL-20 mostrando através de uma imagem termográfica

os valores de temperatura dos componentes internos. O elemento mais quente estava a 63,7ºC

(Fonte: Photon International. The Photovoltaic Magazine. Edição de maio de 2009).

116

Figura 3.29 – Eficiência média anual do Inversor em função do FDI para as condições de

Belém.

Figura 3.30 – Produtividade anual do SFCR em função do FDI para as condições de Belém.

A figura 3.29 mostra que a eficiência média anual do inversor fica muito próxima da

eficiência máxima do inversor, de aproximadamente 96,1%, se o FDI for superior a 0,7. O

0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.640

50

60

70

80

90

100

FDI=PnomInv/PnomGer

Efic.

Invers

or

(%)

SB 7000US / U = 310V DC

0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

1500

FDI=PnomInv/PnomGer

Yf

(kW

h /

kW

p)

SB 7000US / U = 310V DC

117

mesmo acontece para o gráfico apresentado na figura 3.30, a produtividade do sistema é

próxima da máxima obtida se o FDI é igual ou superior a 0,7. Sabe-se que para análise de um

sistema FV, o gráfico da figura 3.30 é mais recomendável se analisar, pois ele considera todas

as perdas envolvidas no sistema (perdas dentro do inversor, nos cabos, nos disjuntores, etc).

Por exemplo, se o inversor operar com uma alta eficiência, mas o seguimento de ponto

de máxima potência (SPMP) não estiver operando no “joelho” da curva I-V, a potência de

saída do sistema é comprometida. Este fator de perda, dentre vários outros, é considerado na

curva da figura 3.30 e não é considerado na figura 3.29, logo esta última pode revelar uma

informação incompleta para dimensionamento de SFCR.

Então, se considerarmos FDI = 0,7 e, sabendo-se que a potência do inversor é de 8.750

Wp, calcula-se a potência do gerador fotovoltaico.

d) Determinação do número de strings e tensão de entrada: Após a determinação da

potência gerada pelo subsistema, determina-se a quantidade de módulos que será necessária.

A potência máxima do módulo pode ser vista na tabela 3.4. Logo:

Após a determinação do número de módulos como o maior número inteiro inferior ao

valor calculado, pois assim se garante FDI próximo a 0,7, é feita a determinação do número

de fileiras, ou seja, como o gerador FV estará configurado. Vale lembrar que a tensão do

inversor se encontra entre a faixa de 250 V a 480 V, conforme visto na tabela 3.5. E as

tensões dos módulos são: VOC = 59,1 V e Vmp = 47,9 V, conforme visto na tabela 3.4. Logo:

VOC x Nº de módulos em série = (250 V a 480 V)

59,1 x Nº de módulos em série = (250 V a 480 V)

59,1 x [5 6 7 8] = [295,5 V 354,6 V 413,7 V 472,8 V]

Vmp x Nº de módulos em série = (250 V a 480 V)

47,9 x Nº de módulos em série = (250 V a 480 V)

47,9 x [5 6 7 8] = [239,5 V 287,4 V 335,5 V 383,2 V]

118

De acordo com os cálculos apresentados, variou-se o número de módulos de 5 até 8 e

verificou-se que a adoção de 8 módulos em série gera o máximo nível de tensão que o arranjo

FV pode alcançar nas STC de modo que não provoque nenhum dano ao inversor. Vale

ressaltar que em condições normais de operação, como a temperatura é superior a 25ºC, então

o valor de VOC será inferior a 472,8 V, logo o se VOC x Nº de módulos em série superasse por

pouco o valor que o inversor suporta (250 V a 480 V), seria possível o dimensionamento do

sistema com mais um módulo FV.

Com isso, podemos determinar que o sistema seja de 7 strings com 8 módulos em série

cada, totalizando a quantia de 56 módulos para o sistema. A potência do gerador será então

de:

Nº de módulos x Potência máx. do módulo = Potência do gerador

56 x 230 = 12.880 Wp

E o novo valor de FDI será:

Cada módulo possui aproximadamente 1,67 m2, logo 56 módulos possuem uma área de

aproximadamente 93,52 m2. A tabela 3.10 apresenta um resumo de dados de projeto

utilizando inversor SB 7000 US e módulos IS-230.

Tabela 3.10 – Resumo do projeto.

Total de inversores 1 inversor

Total de módulos 56 módulos

Nº de módulos em série 8 módulos

Nº de strings em paralelo 7 strings

Potência gerada do sistema FV 12.880 Wp

Fator de Dimensionamento do Inversor 0,679

Eficiência do Inversor 96%

Produtividade do Sistema (YF) 1470 kWh/kWp

119

3.7.2.1. Interface para o modelo de eficiência de conversão do inversor

Com o intuito de facilitar a utilização do programa do modelo de eficiência de

conversão do inversor, foram elaboradas duas interfaces em uma ferramenta do próprio

MATLAB chamada GUIDE. A figura 3.31 mostra o primeiro programa desenvolvido.

Figura 3.31 – Interface do primeiro programa desenvolvido na ferramenta GUIDE do

MATLAB.

O objetivo deste programa é utilizá-lo para o dimensionamento do FDI de SFCR através

da observação do comportamento da curva de Yf x FDI. Além disso, é possível visualizar a

eficiência do inversor de acordo com o FDI que se deseja utilizar. É válido citar novamente

que os valores obtidos nas duas curvas são anuais.

Os dados de entrada do software são: eficiência do inversor a 10 (n (10%)), 50 (n

(50%)) e 100% (n (100%)) de carregamento, potência nominal (Pnom) e máxima admissível

(Pmax) do inversor, coeficiente de perda de potência por temperatura (Gama) do módulo FV e

o TNOC também do módulo. Além disso, é necessário alimentar o programa com os dados de

irradiância (W/m²) e temperatura ambiente (ºC), de acordo com a planilha da figura 3.27. Para

fazer isso, basta colocar o arquivo “BelHour10.xls” na mesma pasta do programa.

Após a escolha pelo usuário do tipo de inversor, do módulo a ser utilizado e de um valor

específico de FDI, usando o programa apresentado anteriormente, é interessante fazer uma

120

avaliação mais criteriosa sobre o comportamento do sistema. Logo foi desenvolvido um

segundo programa que estima a produção diária média de energia, a produção mensal de

energia, a produtividade deste sistema e o rendimento global (PR) mensal. Além disso, é

mostrado também tanto para um dia ensolarado, quanto para um dia nublado, os perfis de

irradiância (W/m²) e de produção de energia. A figura 3.32 mostra o segundo programa

desenvolvido.

Figura 3.32 – Interface do segundo programa desenvolvido na ferramenta GUIDE do

MATLAB.

Os dados de entrada são os mesmos do primeiro programa, diferenciando-se do anterior

somente porque tem uma caixa de texto para entrar com um valor específico do FDI

escolhido.

121

CAPÍTULO 4

EXPERIÊNCIA E AVALIAÇÃO DO SFCR DO GEDAE/UFPA

4.1. Introdução

O Grupo de Estudos e Desenvolvimento de Alternativas Energéticas (GEDAE) é um

laboratório da Universidade Federal do Pará voltado para a pesquisa e desenvolvimento nas

áreas de energias renováveis, eficiência energética, arquitetura bioclimática e conforto

ambiental, qualidade e uso racional da energia elétrica, geração distribuída interligada à rede

elétrica e práticas de conservação de energia e automação predial. Neste contexto, um SFCR

foi instalado no laboratório, integrado à arquitetura do prédio, com o intuito de suprir parte do

seu consumo energético ao longo do dia. A Figura 4.1 mostra uma planta virtual da edificação

com o gerador FV em operação e o que será instalado após a expansão do sistema.

Figura 4.1 – Incorporação dos módulos fotovoltaicos na edificação [67].

Os dados de energia gerada e consumida, assim como temperatura de costa de célula,

irradiância incidente no plano do gerador e outros parâmetros elétricos, hidráulicos e

ambientais são monitorados por um sistema de supervisão, permitindo, assim, a realização de

análises que servirão como base para diversas pesquisas. Nesse trabalho será tratada apenas a

parte relacionada ao SFCR instalado na edificação.

Um dos objetivos da edificação eficiente proposta pelo GEDAE é a redução de seu

consumo energético através de estratégias arquitetônicas, tais como: o aproveitamento da

iluminação solar, da ventilação natural e a utilização de materiais de construção adequados,

Gerador de 1,575 kWp instalado

Expansão futura

122

tais como tijolos e telhas de barro, que permitem uma fácil e rápida troca de calor com o meio

externo favorecendo a retirada do calor interno armazenado durante o dia. Além disso, a

edificação será dotada de equipamentos e sistemas eficientes, de forma que contribuam para a

preservação do meio ambiente e o uso racional da energia elétrica [67].

Vale destacar que futuramente serão integradas à matriz energética da edificação outras

formas de geração, como a eólica, formando um sistema híbrido interligado à rede elétrica

convencional.

4.2. Descrição do SFCR

O SFCR do GEDAE é composto por um inversor de 2,5 kW e um gerador FV de 1,575

kWp. Este último é constituído de 21 módulos do modelo SP 75 da Siemens, cada um com

potência nominal de 75 Wp, todos conectados em série, orientados a 19º noroeste e inclinados

de 14º com relação à horizontal. A figura 4.2 mostra o gerador FV instalado no telhado da

primeira ala construída do laboratório e a figura 4.3 mostra o diagrama unifilar das conexões

do sistema.

Figura 4.2 - Vista do 1º SFCR da região amazônica, integrado à edificação do

GEDAE.

123

Figura 4.3 – Diagrama unifilar de conexões do SFCR.

4.3. Etapas da instalação

A instalação do SFCR foi precedida pelo projeto, pré-montagem e instalação da

estrutura metálica que fixa o gerador FV ao telhado da edificação. Os pés da estrutura

metálica, fixados nos caibros do telhado, foram produzidos especificamente para este projeto

e possuem forma e tamanhos particulares, de acordo com a posição de cada telha onde os pés

foram colocados, como mostra a figura 4.4.

Figura 4.4 - Detalhe de fixação dos pés e da estrutura inferior.

124

Uma primeira estrutura de sustentação, fixada diretamente nos pés metálicos, serve de

base para aquela em que são fixados os módulos. Para facilitar a manutenção e o acesso à

caixa de conexão dos módulos, a estrutura inferior conecta-se com a superior por meio de

dobradiças, sendo que esta última é seccionada em grupos de três módulos, facilitando a

montagem em blocos. A figura 4.5 mostra detalhes da estrutura e de sua fixação no telhado.

Figura 4.5 – Ilustração do telhado com a estrutura de fixação dos módulos FV.

Como os módulos foram distribuídos em grupos de três, eles podem ser montados

inicialmente no solo, facilitando a instalação e a manutenção do sistema. A figura 4.6 mostra

um grupo de três módulos inclinados sobre o sistema de dobradiças, demonstrando o fácil

acesso às caixas de conexão.

Cada grupo de módulos é conectado eletricamente ao grupo subseqüente através de um

conector XLR, ou comumente conhecido como conector Cannon, geralmente utilizados como

conectores de microfones. A figura 4.7 mostra detalhes de uma conexão entre dois grupos que

constituem o gerador. Esse tipo de conector facilita a conexão ou desconexão no caso de uma

eventual manutenção. A figura 4.8 mostra o gerador em processo de instalação, a qual ocorreu

entre os meses de novembro e dezembro de 2007. Vale ressaltar que a montagem de toda a

estrutura foi realizada pelos próprios pesquisadores, bolsistas e técnicos do GEDAE.

125

Figura 4.6 – Vista inferior de um dos grupos contendo 3 módulos.

Figura 4.7 – Detalhe do conector que interliga cada grupo de módulos.

Figura 4.8 - Instalação do gerador fotovoltaico.

126

4.4. Descrição do inversor

Para interligar o gerador fotovoltaico à rede elétrica foi utilizado o inversor Solete 2500,

da Enertron, cujas especificações podem ser vistas na tabela 4.1. A figura 4.9 mostra o detalhe

do display informativo do inversor no momento em que operava com uma tensão de entrada

de 300 V e potência de saída igual a 794 W.

Tabela 4.1 - Especificações do inversor Solete 2500.

Tensão Máxima de Circuito Aberto 650 V

Tensão de entrada para funcionamento no PMP 300-525 V

Tensão de Saída 220 V

Frequência de Saída 60 Hz

Potência Nominal em Regime Permanente 2.500 W

Potência de Pico do Sistema 3.100 Wp

Rendimento Máximo 94%

Forma de Onda Senoidal

Distorção a plena carga < 3%

Fator de Potência 1

Faixa de Temperaturas 0 – 40°

Proteção IP65

Figura 4.9 – Detalhe do display do inversor.

127

Um ponto importante a ser ressaltado é a tensão de saída do inversor. Como esse valor é

de 220 V, e a tensão fase-neutro suprida pela concessionária em Belém é de 127 V, o inversor

deve ser conectado em duas fases. A fig. 4.10(a) mostra o inversor sendo instalado no sistema

e a figura 4.10(b) mostra o inversor já instalado, interligado à rede elétrica e em

funcionamento.

(a) Inversor sendo instalado (b) Inversor em operação

Figura 4.10 – Inversor do SFCR.

4.5. Descrição do sistema preliminar de aquisição e visualização de dados

O processo de aquisição e visualização dos dados pertinentes ao barramento CA do

sistema era inicialmente feito por um medidor monofásico eletrônico da série SMT 1510 com

sua unidade gerenciadora SMT 4000, mostrados na figura 4.11. Esses equipamentos já foram

utilizados com sucesso no primeiro sistema de pré-pagamento de eletricidade no Brasil,

instalado em uma localidade isolada na Região Amazônica, como foi exposto em [63, 64].

Vale ressaltar que foi desabilitada a função de corte no fornecimento de energia elétrica

ocasionada por falta de créditos no medidor.

No SMT 1510, mostrado na figura 4.11 (a), as informações (funções e grandezas

elétricas) são apresentadas no visor de forma cíclica, isto é, com rolagem automática com 6

segundos de exibição para cada valor, ou por acionamento dos botões do painel frontal:

Seleciona (preto) e Confirma (vermelho).

128

O gerenciador de energia SMT 4000, mostrado na Figura 4.11(b), é uma unidade de

gerenciamento simples, podendo ser instalado em lugares de fácil acesso dentro da unidade

consumidora, e mostra alguns parâmetros do sistema, como a potência instantânea em Watts e

a leitura do medidor em kWh.

(a) SMT 1510 (b) SMT 4000

Figura 4.11 – Equipamentos de medição e aquisição de dados.

4.6. Desenvolvimento de um sistema de aquisição de dados

Em substituição aos medidores SMT, foram desenvolvidos software e hardware que

permitem a obtenção de outros parâmetros elétricos, além da aquisição de dados climáticos

(temperatura e irradiância). A aquisição dos parâmetros é feita em tempo real com o intuito de

possibilitar estudos mais detalhados de avaliação da eficiência energética do SFCR. Para tal,

foi desenvolvido um sistema de aquisição de dados capaz de medir tensão e corrente CC e

CA, temperatura de costa de célula (Tj), irradiância (H) e umidade relativa (UR), além de

estar preparado para a introdução de diversos outros parâmetros, caso necessário, conforme o

diagrama mostrado na figura 4.12.

Figura 4.12 – Diagrama representativo do sistema de aquisição de dados desenvolvido.

129

O sistema de aquisição foi desenvolvido em quatro partes, sendo elas: confecção do

hardware, desenvolvimento de um programa computacional para monitoração utilizando a

plataforma LabVIEW10

, instalação deste sistema na edificação e validação do mesmo.

4.6.1. Confecção do hardware

A construção do sistema de aquisição de dados foi baseada na utilização de transdutores

de tensão e transdutores de corrente. Os dispositivos eletrônicos utilizados foram:

a) Transdutor de tensão LV 25-P: tem a função de realizar medições de tensão CA, CC e

pulsada em uma faixa de 10 a 500 V, e possui isolação galvânica entre o circuito

primário (alta tensão) e o secundário (circuito eletrônico). A figura 4.13 ilustra o

transdutor de tensão LV 25-P, fabricado pela LEM, e a figura 4.14 o diagrama de

conexões.

Figura 4.13 – Transdutor de tensão LV 25-P da LEM (Fonte: farnell.com).

Para a correta operação do transdutor, deve ser utilizado um resistor R1 na entrada +HT,

limitando o valor de corrente nominal no circuito primário em até 10 mA RMS (especificação

do fabricante). Outro resistor RM deve ser inserido no circuito secundário, compreendido entre

M e um potencial de referência (0 V), pois ele limita a corrente nominal no circuito

secundário em até 25 mA RMS (especificação do fabricante). E o valor da queda de tensão

sobre esse resistor é um sinal analógico cuja forma de onda é linearmente proporcional a

forma de onda da tensão de entrada, logo um sistema de aquisição de dados deve aferir este

sinal para posterior conversão no valor de tensão entre +HT e –HT, através de uma equação

linear.

10

LabVIEW (acrônimo de Laboratory Virtual Instrument Engineering Workbench) é uma plataforma para

programação através de diagrama de blocos de funções desenvolvida pela National Instruments, e que apresenta

uma grande vantagem associada a facilidade de construção de programas com interface gráfica amigável.

130

+HT : pólo positivo do arranjo FV; -HT : pólo negativo do arranjo FV; Terminal + : entrada de tensão em + 12

.. 15 V; Terminal M : medição; Terminal - : entrada de tensão em – 12 .. 15 V.

Figura 4.14 – Diagrama de conexões do transdutor de tensão LV 25-P da LEM (Fonte:

Datasheet do fabricante).

b) Transdutor de corrente HAL 50-S: tem a função de realizar medições de corrente CA,

CC e pulsada em até três vezes a corrente nominal no lado primário (Inominal = 50 A), e

possui isolação galvânica entre o circuito primário (alta potência) e o circuito

secundário (eletrônico). A figura 4.15 ilustra o transdutor de corrente HAL 50-S,

fabricado pela LEM, e a figura 4.16 um diagrama de conexões.

Figura 4.15 – Transdutor de corrente HAL 50-S da LEM (Fonte: farnell.com).

Para a correta operação do transdutor devem-se ajustar adequadamente os valores do

ganho e da compensação (offset), ressalvando que para valores muito pequenos de ganho, a

saída do transdutor de corrente varia muito pouco para uma variação considerável de corrente

no circuito primário, facilitando a introdução de erros de medição. A saída do transdutor é um

sinal de tensão analógico cuja forma de onda é linearmente proporcional à forma de onda da

corrente de entrada no circuito primário.

131

Terminal 1: entrada de tensão em + 15 V; Terminal 2: entrada de tensão em – 15 V; Terminal 3: saída;

Terminal 4: referência (0 V)

Figura 4.16 – Visão frontal do transdutor de corrente HAL 50-S da LEM (Fonte:

Datasheet do fabricante).

A partir das características técnicas dos transdutores foram feitos os circuitos

eletrônicos necessários para o correto funcionamento destes, distribuídos em três módulos

separadamente.

O primeiro módulo é uma fonte de tensão simétrica de +15 Vcc / -15 Vcc para

alimentar os transdutores de tensão e de corrente. É um circuito composto por um

transformador 220V/18V seguido por quatro diodos que formam um retificador em ponte, e,

em um último estágio, é feita a regulação de tensão por dois capacitores e dois reguladores de

tensão, um de –15 V (modelo KIA7915P/PI) e outro de +15 V (modelo KA7815), obtendo, na

saída, os valores de +15 Vcc, - 15 Vcc e referência (0 V).

O segundo módulo corresponde à medição de tensão e corrente do barramento CC,

instalado entre o gerador FV e a entrada do inversor. Finalmente, o terceiro é referente à

medição de tensão e corrente do barramento CA, instalado na saída do inversor. Os três

módulos podem ser vistos na figura 4.17.

(a) Fonte simétrica + 15 V / - 15 V (primeiro módulo).

132

(b) Medidor de tensão e corrente da

parte CC (segundo módulo).

(c) Medidor de tensão e corrente da

parte CA (terceiro módulo).

Figura 4.17 – Módulos que compõem o novo sistema de aquisição de dados do

GEDAE/UFPA.

A finalidade da separação em circuitos modulares é, basicamente, facilitar a

manutenção, quando necessário, de um único módulo sem causar interferência na integridade

do outro.

Cada transdutor utilizado possui uma curva característica que relaciona a tensão (ou

corrente) na entrada com uma tensão correspondente na saída. Dessa forma, foi feito o

levantamento dessas curvas utilizando uma fonte de alimentação variável, um banco de

lâmpadas e um multímetro digital.

A figura 4.18 mostra um esquema representativo das ligações elétricas para levantar as

curvas dos transdutores de tensão e de corrente para o lado CC. Para a medição da curva do

transdutor de tensão, manteve-se a carga constante, ligando uma quantidade fixa de chaves

liga-desliga que habilitam as cargas (lâmpadas incandescentes), e variou-se a tensão da fonte

de alimentação de 0 a 60 Volts. Desse modo, mediu-se para vários pontos a saída do

transdutor de tensão com um multímetro digital. Para a medição da curva do transdutor de

corrente, manteve-se a tensão constante e, variando a quantidade de lâmpadas ligadas, mediu-

se a saída do transdutor de corrente com um multímetro digital. Os resultados podem ser

vistos nas figuras 4.19 e 4.20, juntamente com a regressão linear realizada, que correspondem

às curvas dos transdutores de tensão (LV 25-P) e de corrente (HAL 50-S), respectivamente,

para o módulo de medição CC.

133

Figura 4.18 - Esquema representativo das ligações para levantamento das curvas dos

transdutores de tensão e de corrente CC.

-800 -700 -600 -500 -400 -300 -200 -100 00

10

20

30

40

50

60

70

Tensão de saída do transdutor (mV)

Tensão d

o g

era

dor

FV

(V

)

Curva do trandutor de tensão (CC)

y = - 0.084*x - 0.15

medições

linear

134

Figura 4.19 – Curva do transdutor de tensão LV 25-P para o módulo de medição CC.

Figura 4.20 – Curva do transdutor de corrente HAL 50-S para o módulo de medição CC.

De maneira semelhante, as curvas dos transdutores de tensão e de corrente para o lado

CA são feitas apenas substituindo a fonte de alimentação CC ajustável da Figura 4.18 por um

Varivolt11

. Além disso, foram utilizadas também lâmpadas fluorescentes como cargas. As

figuras 4.21 e 4.22 mostram as curvas dos transdutores de tensão (LV 25-P) e de corrente

(HAL 50-S), respectivamente, para o módulo de medição CA.

Figura 4.21 – Curva do transdutor de tensão LV 25-P para o módulo de medição CA.

11

É um equipamento que recebe uma tensão alternada fixa (geralmente 110 V, 220 V, 380 V), a partir da rede

elétrica convencional, por exemplo, e fornece um valor de tensão alternada ajustável na saída.

0 100 200 300 400 500 600 700 8000

2

4

6

8

10


Corr

ente

do g

era

dor

FV

(A

)

Curva do trandutor de corrente (CC)

y = 0.012*x - 0.0095

medições

linear

0 500 1000 1500 2000 2500 30000

20

40

60

80

100

120

140


Tensão n

a s

aíd

a d

o invers

or

(V)

Curva do trandutor de tensão (CA)

y = 0.04*x - 0.53

medições

linear

135

Figura 4.22 – Curva do transdutor de corrente HAL 50-S para o módulo de medição CA.

As equações apresentadas nas figuras 4.19 a 4.22 foram inseridas no programa

computacional responsável por supervisionar as medições da edificação do GEDAE. O custo

com materiais para a construção das placas para aquisição de dados é mostrado na tabela 4.2.

Tabela 4.2 – Tabela de custos para a confecção da placa de aquisição de dados

Componente Quantidade

Preço Unitário

(R$) Preço Total (R$)

Placa de Fenolite 20 x 3 cm 1 10,00 10,00

Borne para placa 7 1,50 10,50

Resistor 3 W 1 0,80 0,80

Resistor Fiov 10 W 2 1,90 3,80

CI’s 7815/7915 2 1,50 3,00

Chave Liga-Desliga 1 2,00 2,00

Transformador 500 mA 1 15,00 15,00

Fusíveis 4 0,80 3,20

Porta-Fusível 4 1,00 4,00

Resistor Fio 10 W 3 1,56 4,68

Transdutor de Tensão LV - 25P 2 300,00 600,00

Transdutor de Corrente 2 200,00 400,00

Total

1058,48

4.6.2. Programa computacional para monitoração de uma edificação eficiente

O programa foi desenvolvido como um trabalho de conclusão de curso, cujo título é

“Sistema de Monitoramento Energético de uma Edificação Eficiente” [66]. Seu objetivo é

0 100 200 300 400 500 600 7000

1

2

3

4

5

6

7

8

9


Corr

ente

na s

aíd

a d

o invers

or

(A)

Curva do trandutor de corrente (CA)

y = 0.012*x + 0.016

medições

linear

136

monitorar uma edificação, no sentido de avaliar os parâmetros climáticos e as estratégias de

conforto ambiental; analisar os parâmetros elétricos da edificação, monitorando a qualidade e

o consumo de energia elétrica; e avaliar a auto-suficiência da edificação referente a recursos

elétricos e hídricos a partir do monitoramento de um sistema de geração conectado à rede

elétrica e medindo os níveis e consumo nos reservatórios do sistema de distribuição de água.

O programa foi desenvolvido em ambiente LabVIEW devido às vantagens de criação de

interface de aquisição de dados, tratamento e visualização, pois o programa provê várias

ferramentas para tal. Os comandos apresentados pelo programa desenvolvido são bastante

simples e intuitivos para o usuário e a interface é composta por vários botões, indicadores,

controles numéricos, gráficos, entre outros [66].

O programa é constituído de vários módulos para análise. Cada módulo foi

desenvolvido para monitorar alguma característica específica da edificação e fornecer

resultados sobre as condições do prédio quanto ao consumo, conforto e geração energia [66].

Os módulos do programa são:

Avaliação de parâmetros ambientais (temperatura, umidade, iluminância, etc.).

Análise das características psicrométricas e de conforto da edificação.

Avaliação da qualidade e consumo de energia elétrica utilizado pelo prédio.

Monitoramento do sistema de geração fotovoltaica conectado à rede.

Monitoramento sistema de tratamento e distribuição de água.

Monitoramento dos demais sistemas instalados na área externa.

Este trabalho atém-se ao monitoramento do sistema de geração fotovoltaica conectado à

rede elétrica convencional.

4.6.2.1. Monitoração do SFCR do GEDAE

A interface deste módulo consiste em um diagrama unifilar do sistema fotovoltaico

conectado à rede, onde são colocados indicadores numéricos nos diversos pontos

monitorados, conforme mostrado na figura 4.23. Esta interface também conta com um

diagrama dinâmico onde elementos, como chaves, mudam de estado dependendo do

comportamento do sistema.

137

Figura 4.23 – Monitoração do sistema fotovoltaico interligado à rede elétrica.

As variáveis monitoradas neste caso são: tensão, corrente, potência e energia em vários

pontos do sistema, além de valores de temperatura de costa das células e de irradiância solar

incidente sobre os módulos fotovoltaicos. Falta ainda implementar o cálculo de outros

parâmetros elétricos, como exemplo, a THD de tensão e de corrente. São mostradas as formas

de onda de tensão e corrente tanto no lado CC quanto no lado CA do sistema, como

apresentado na figura 4.24.

Figura 4.24 – Monitoração das formas de onda de tensão e corrente CC e CA do

sistema fotovoltaico conectado à rede elétrica.

138

Ressalta-se que apesar de o programa permitir o monitoramento de irradiância e

temperatura, esses não foram monitorados porque não se tem os equipamentos de

condicionamento adequados para tal.

4.6.3. Instalação do sistema de aquisição de dados

O monitoramento da edificação considera a supervisão e armazenamento de diversos

parâmetros elétricos e climáticos, todavia, este trabalho visa tratar somente dos parâmetros

que estão voltados ao SFCR, isto é, valores de tensão e corrente antes (CC) e depois (CA) do

inversor.

A instalação dos três módulos, descritos anteriormente, permite o condicionamento do

sinal para a aquisição dos parâmetros elétricos. Eles podem ser vistos na figura 4.25 (a). A

figura 4.25 (b) mostra uma visão mais ampla do sistema.

(a) Três módulos do sistema (b) Visão geral do sistema

Figura 4.25 – Instalações provisórias do sistema de aquisição de dados.

Prevê-se que o sensor para a medição de temperatura da célula FV será, futuramente,

um termopar12

tipo T da LabFacility e condicionamento do sinal por meio de um conversor do

fabricante NOVUS, cuja faixa de temperatura medida pelo equipamento está compreendida

entre – 160 a 400ºC. E a medição de irradiância incidente no plano do gerador poderá ser

feita, futuramente, através de um módulo padrão calibrado, a partir do qual se consegue

calcular com boa precisão o valor de irradiância que incide sobre as células FV.

12

É um sensor usado para medição de temperatura constituído de dois fios metálicos distintos, por exemplo um

fio de cobre e outro de liga metálica de cobre-níquel, ou hastes semicondutoras, ligados um ao outro na

extremidade, de forma que o gradiente de temperatura na junção gera uma força eletromotriz (f.e.m.) quando os

dois fios condutores se encontram em temperaturas diferentes, encontrando-se o valor da temperatura medida

através do valor da f.e.m. gerada.

139

4.6.4. Validação do sistema de aquisição de dados instalado

A etapa de validação do sistema faz-se necessária para garantir a confiabilidade dos

dados coletados. Desta maneira, a metodologia utilizada foi comparar as medições do sistema

de aquisição desenvolvido (SAD) com equipamentos de medição já consolidados no mercado

e que apresentem boa exatidão, de modo que possam ser identificadas falhas quanto a

exatidão das medições, permitindo, assim, a realização de ajustes no sistema, caso necessário.

Para a validação dos dados coletados pelo SAD, primeiramente foram comparadas

medições de tensão e corrente CA com um analisador portátil de qualidade de energia

denominado PowerNet P-600, da IMS (fabricante), que pode ser visto na figura 4.26. O

equipamento é capaz de registrar e analisar a qualidade da energia, apresentando valores para

corrente com erros de até 1,5% (inclui a precisão do sensor de corrente), para tensão de até

0,5 % e para potência e energia de até 2 % (inclui a precisão do sensor de corrente).

Figura 4.26 – Analisador de energia PowerNet P-600 (IMS).

Os resultados encontrados para um dia de monitoração (28/11/2009) são apresentados

na figura 4.27 para os dois sistemas de medição (SAD e P-600). Nota-se pela figura que os

pontos (medições do SAD) acompanham com boa aproximação a curva obtida pelo P-600,

apresentando maior divergência no início e no final das medições. Isto ocorre principalmente

devido a criação de um limiar para o início das medições no programa de monitoração da

edificação, pois para valores de tensão muito baixos na saída do transdutor, a medição estava

sendo comprometida por ruídos. Torna-se então importante o processo de condicionamento

do sinal, visando atenuação de ruídos.

Já as medições de tensão e corrente CC foram confrontadas com o Fluke 199C Color

ScopeMeter. O equipamento é um osciloscópio digital de alto desempenho, cuja largura de

banda é superior a 200 MHz para captura de sinais em alta freqüência, amostragem em tempo

real de 2,5 GS/s (Giga-Samples per Second) e uma memória de 27500 pontos por canal de

entrada.

140

Figura 4.27 - Comparação da produção de energia entre os medidores.

A validação do lado CC foi realizada de forma pontual, ou seja, através de observações

e comparações visuais entre os valores obtidos com o FLUKE e os valores obtidos pelo SAD.

Todavia, uma validação do lado CC mais criteriosa não pode ser realizada no SFCR devido ao

fato de o inversor apresentar defeito, e, com isso, não foi possível fazer uma comparação dos

valores do SAD e do FLUKE ao longo de um dia. A figura 4.28 mostra ao longo de uma hora

a comparação entre as medições realizadas pelo SAD e as realizadas pelo FLUKE.

Figura 4.28 – Comparação da produção de energia entre o Fluke 199c e o SAD.

141

4.7. Caracterização de geradores FV

A medida da curva corrente versus tensão (I x V) de um gerador FV proporciona

informação de grande utilidade para: projeto, instalação e manutenção dos sistemas FV. Uma

simples inspeção no formato da curva permite visualizar os efeitos de sombreamento sobre o

gerador e detectar possíveis anomalias neste, como cabos desconectados, células danificadas,

diodos defeituosos, etc. Além disso, a medida dessa curva também permite averiguar, entre

outros parâmetros característicos, a potência nominal do gerador e comparar o valor obtido

com aquele fornecido pelo fabricante nos dados de placa.

Nesta seção, será apresentada a caracterização do gerador FV de 1,575 kWp de potência

nominal do SFCR do GEDAE. Os ensaios se deram através da utilização de uma carga

capacitiva, na qual os parâmetros elétricos (corrente e tensão) puderam ser visualizados em

um osciloscópio digital (FLUKE 199c). Foi desenvolvido um programa computacional em

ambiente LabVIEW, o qual coleta os dados do osciloscópio, traça a curva I x V nas condições

da medição e extrapola a curva para as condições em STC.

4.7.1. Carga Capacitiva

A carga capacitiva é o método mais utilizado para traçar a curva IxV dos dispositivos

fotovoltaicos e é recomendado por várias normas internacionais. Idealmente, a carga

capacitiva tem seu circuito equivalente mostrado na figura 4.29 (a). Se o capacitor C estiver

descarregado e a chave S for fechada, o gerador FV começa a carregar o capacitor

fornecendo, inicialmente, um valor de corrente igual a corrente de curto-circuito. O valor

dessa corrente depende das condições climáticas no momento do fechamento da chave. Como

mostrado na figura 4.29 (b), a tensão nos terminais do capacitor tende a aumentar seu valor

com o carregamento, fazendo o ponto de operação da curva I x V se deslocar desde a

condição de curto (Isc e V = 0) até a condição de circuito aberto (Voc e I = 0), ponto no qual o

capacitor está carregado. Com os dados de tensão e corrente do processo de carregamento do

capacitor, é possível traçar a curva I x V do gerador FV nas condições climáticas da medida, e

extrapolar essa curva para as condições em STC.

142

(a) Circuito equivalente ideal da carga capacitiva (b) Perfil de carga do capacitor

Figura 4.29 – Representações da carga capacitiva.

O tempo de carga do capacitor é de fundamental importância para a aquisição dos

parâmetros elétricos, principalmente no período transitório de carga ou descarga. O tempo de

carga do capacitor pode ser calculado através da equação 4.1, onde C é o valor da

capacitância. É recomendado que o tempo de carga esteja entre 20 e 100 ms.

Durante o processo de montagem da carga capacitiva, foi necessário confeccionar um

circuito de controle em uma placa de circuito impresso. Esse circuito tem como função o

acionamento dos IGBT’s usados como chave no processo de carga e descarga do capacitor.

Os materiais e equipamentos utilizados foram: impressora laser, papel contact, uma prensa

térmica manual, um furador, peróxido de ferro e solda (estanho), para evitar a oxidação das

trilhas. Posteriormente, foram conectados os componentes elétricos e eletrônicos. A placa foi

testada, realizando-se o teste de continuidade e, com uma tensão de entrada simulada por uma

fonte de tensão controlada, verificou-se que as tensões de saída estavam de acordo com os

resultados esperados. Durante os testes, dois componentes, chamados de optoacopladores,

queimaram e foram substituídos. O problema ocorreu devido ao superaquecimento. Então,

para adequá-los às condições normais de funcionamento, foi necessário adaptar um dissipador

de calor, como mostra a figura 4.30.

143

Figura 4.30 - Circuito de controle com os dissipadores adaptados.

Depois de concluída essa etapa, deu-se a montagem do circuito de disparo e potência.

Os materiais utilizados foram: uma maleta (45 cm x 32 cm x 15,5 cm) para proteção e

transporte da carga capacitiva, mostrada na figura 4.31, e componentes elétricos e eletrônicos

(IGBT’s, resistores, capacitores, pulsadores, chaves de três estados, diodos etc.) mostrados

nas figuras 4.32 e 4.33.

Figura 4.31 - Maleta que acomoda a carga capacitiva.

144

Figura 4.32 - Interface da carga capacitiva.

É importante mencionar a importância de se utilizar o circuito de controle

principalmente por questões de segurança, já que ele, através dos IGBT’s (chaves eletrônicas),

isola o usuário da tensão CC de entrada a ser medida pela carga capacitiva.

Figura 4.33 - Detalhe do circuito de potência da carga capacitiva.

Medição a 2 fios

Seleciona tipo

de medição Seleciona

o capacitor

IGBT’s

Diodos

Resistores

Capacitores

Medição a 4 fios Medição de corrente e tensão

145

4.7.2. Osciloscópio Digital

Como mostrado no item anterior, a carga capacitiva, quando chaveada, permite

caracterizar o gerador FV, uma vez que o ponto de operação deste é deslocado, varrendo toda

a curva I x V, desde a condição de curto circuito, até a condição de circuito aberto. Dessa

maneira, faz-se necessário a utilização de um dispositivo que seja sensibilizado por essas

variações de tensão e corrente, mostre o comportamento desses últimos conforme ilustrado na

figura 4.29 (b) e possibilite a extração dos valores dos parâmetros elétricos em questão.

Na caracterização do gerador FV do GEDAE foi utilizado o osciloscópio digital

FLUKE 199c Color ScopeMeter, mostrado na figura 4.34. Esse dispositivo foi utilizado na

função trigger, a qual faz com que o osciloscópio mostre o fenômeno na sua tela principal

somente quando houver uma variação do parâmetro a ser medido. Essa variação, que pode ser

positiva, negativa ou em ambos os sentidos, é definida pelo slope da função trigger, a qual

define não só o sentido, mas também a intensidade da variação.

Figura 4.34 – Fluke 199C Color ScopeMeter.

146

4.7.3. Programa computacional para a caracterização de geradores FV e

extrapolação para o STC

A curva I x V dos geradores FV é a representação gráfica deste, em termos de tensão e

corrente. Os fabricantes de módulos FV fornecem a curva do equipamento nas condições

padrão, sendo que alguns fabricantes fornecem ainda as curvas em outras condições de

irradiância e temperatura. Desse modo, é interessante obter curvas medidas para analisar o

gerador em operação para comparar com a curva informada pelo fabricante, além de detectar

possíveis defeitos no gerador.

O STC indica as condições de referência para os geradores FV, servindo como base para

a comparação entre vários geradores. Assim, para melhor análise da curva medida, é

necessária uma extrapolação para as condições padrão, o que permite ainda comparar os

dados do fabricante com os valores extraídos de medidas experimentais.

Visando automatizar o processo de medição, construção da curva I x V e extrapolação

desta última para as condições padrão, foi desenvolvido um programa computacional em

ambiente LabVIEW que recebe os dados de corrente e tensão do gerador FV e os trata para

traçar a curva I x V nas condições climáticas da medida. Além disso, estando disponíveis as

medições de irradiância no plano gerador e da temperatura da célula para o programa, o

mesmo faz a extrapolação para o STC, e traça a curva nessas condições.

Como mostrado nos itens anteriores, a carga capacitiva é o dispositivo mais usado no

ensaio do gerador FV, fazendo com que seja possível obter as informações de corrente e

tensão desde os seus valores máximos até os nulos. O osciloscópio Fluke 199c é o dispositivo

que afere essas grandezas, conseguindo coletar os pontos durante a carga ou descarga do

capacitor. O programa desenvolvido neste trabalho faz a comunicação com o osciloscópio

digital, sendo que esta comunicação no computador é consolidada através da porta serial,

utilizando um cabo conversor de porta ótica (porta do osciloscópio) para RS-232, próprio do

instrumento.

Além de receber os pontos que o osciloscópio coletou no momento da medida com a

carga capacitiva, o programa também foi desenvolvido para receber os sinais de medidores de

irradiância (que pode advir de uma célula de referência ou um piranômetro FV) e de

temperatura. No caso da temperatura, o usuário pode selecionar, na tela principal do

programa, se a medida será feita com temperatura de célula (em se tratando de um termopar

instalado na costa do módulo, por exemplo) ou temperatura ambiente.

147

Assim que o programa é executado, a curva I x V para as condições climáticas da

medição é mostrada na tela principal. Nessa tela, são traçadas as curvas I x V com o conjunto

de pontos extraídos do osciloscópio digital e realizada a interpolação desses pontos, que é

feita através de aproximações à funções polinomiais de ordens elevadas. Ainda na tela

principal, são traçadas as curvas da corrente e da tensão no capacitor em função do tempo.

Além disso, são indicados os valores de Voc, Isc, Vmp, Imp e Pmp.

Na segunda aba do programa é traçada a curva I x V extrapolada, assim como os valores

da irradiância no plano gerador, da temperatura da célula e dos mesmos parâmetros elétricos

da aba principal, só que extrapolados para o STC. A extrapolação foi implementada a partir da

formulação proposta em [65].

A filosofia de programação do software desenvolvido é basicamente dividida em três

partes: sequência estruturada para a aquisição, que envolve o canal de comunicação com o

osciloscópio e a extração dos pontos mostrados na tela do mesmo; medida da curva I x V, que

envolve as interpolações necessárias para moldar a curva e a criação de um arquivo .txt com

os dados da curva medida; e a extrapolação para o STC, que envolve a formulação

mencionada no parágrafo anterior. A figura 4.35 mostra o diagrama de blocos do programa

desenvolvido em ambiente Labview, detalhando as etapas dos processos de aquisição, medida

da curva I x V e extrapolação.

A aquisição de dados climáticos já está implementada no programa, podendo ser

utilizada assim que estiverem disponíveis os equipamentos que efetuem tais medições. A

figura 4.36 mostra o diagrama de blocos para aquisição da temperatura e da irradiância.

148

Figura 4.35 – Diagrama de blocos do programa para caracterização de geradores FV.

Sequência estruturada para aquisição de V e I

Bloco de comunicação Bloco de aquisição

Medida da curva I x V

Extrapolação

Interpolações

Criação do arquivo .txt

Interpolações

149

Figura 4.36 – Diagrama de blocos para a aquisição da temperatura e da irradiância.

4.7.4. Procedimentos para a caracterização de geradores FV

Para a correta utilização do programa computacional de caracterização de geradores FV,

alguns procedimentos devem ser obedecidos. Cada equipamento utilizado no ensaio do

gerador deve ser manipulado de maneira correta para que sejam visualizados resultados

coerentes.

4.7.4.1. Carga Capacitiva

De acordo com o gerador FV a ser caracterizado, deve ser selecionado para o ensaio o

capacitor que suporta a máxima tensão nos terminais do gerador, ou seja, a sua tensão de

circuito aberto Voc. A carga capacitiva utilizada nesse trabalho dispõe de dois capacitores

eletrolíticos, um com 450 V e 1.000 μF, e outro com 350 V e 4.700 μF. O usuário deve estar

atento a esse passo, para que o componente capacitivo não seja danificado devido a algum

equívoco na seleção.

Para o caso do gerador FV a ser ensaiado possuir tensão de circuito aberto menor que a

máxima tensão admissível em ambos os capacitores, é interessante que o componente

capacitivo a ser selecionado seja aquele cuja capacitância proporciona um tempo de carga

entre 20 e 100 ms. Isso é devido ao fato de que quando o tempo de carga do capacitor for

muito grande, existe a possibilidade de haver alteração significativa na irradiância durante a

medição, enquanto que quando o tempo de carga do capacitor for muito pequeno, poucos

pontos são coletados para avaliação da curva I-V do gerador FV. Desse modo, a escolha do

150

capacitor depende da configuração do gerador FV e do tempo de carga necessário para se

fazer uma boa medida.

Maiores detalhes sobre os procedimentos para a utilização da carga capacitiva podem

ser encontrados no Anexo C. No mesmo anexo há uma tabela que relaciona o tempo de carga

do capacitor em função da tensão de circuito aberto e da corrente de curto-circuito para cada

um dos capacitores disponíveis na carga capacitiva. Vale ressaltar que os valores do tC em

negrito apresentados na tabela C.1 indicam que o capacitor é adequado para medição, pois

.

Um exemplo de escolha do capacitor adequado pode ser verificado quando se quer

medir um gerador cuja tensão VOC = 160 V e ISC = 5 A. Para este caso, verifica-se na tabela

C.1 que utilizando o capacitor C1 de 1.000μF e 450 V, o tempo de carga do capacitor é tC =

32 ms, enquanto que para o capacitor C2 de 4.700μF e 350V, tC = 150,4 ms , logo o capacitor

C1 é mais adequado para a realização de uma boa medição.

4.7.4.2. Osciloscópio digital (FLUKE 199c)

O osciloscópio digital é o equipamento que fará a medida e o registro da variação de

corrente e de tensão nos período transitório de carga do capacitor. Para tal, é necessária a

utilização da função trigger (gatilho) do medidor. Nessa função, o medidor é “disparado”

somente quando houver uma variação significativa no canal indicado para o trigger. A

intensidade e o sentido da variação são escolhidos segundo o slope (declividade) da função, o

qual deve ser posicionado de maneira tal para que seja possível visualizar e extrair do

osciloscópio todos os pontos desde o início do carregamento (tensão nula nos terminais do

capacitor) até o final da carga (corrente nula no capacitor). A figura 4.37 mostra a tela do

osciloscópio durante o processo de carregamento do capacitor, com detalhe para a posição do

slope e para o canal selecionado na função trigger na qual é possível extrair os dados de todo

o período transitório de carregamento do capacitor.

Para habilitar a função trigger no osciloscópio digital, os seguintes passos devem ser

seguidos:

Pressionar a tecla “TRIGGER” localizada no painel do equipamento;

Pressionar a tecla F4 (“TRIGGER OPTIONS”);

Escolher a opção “ON EDGES”;

151

Selecionar o tipo de disparo, o qual é aconselhado usar a opção “SINGLE

SHOT”, uma vez que nessa opção a tela é congelada após o medidor ser

sensibilizado pelo evento;

Habilitar a função “NOISE REJECT FILTER”;

Posicionar o “slope” para o canal desejado de maneira que seja mostrado na

tela o ciclo completo de carga ou descarga do capacitor, como mostrado na

figura 4.37.

Figura 4.37 – Tela do osciloscópio mostrando o carregamento do capacitor.

Posição do “slope”

Canal selecionado para o “trigger”

152

4.7.4.3. Programa computacional em ambiente LabView

Para a correta comunicação entre o FLUKE 199c e o programa, deve-se configurar as

especificações da porta serial do computador utilizado nas medidas da seguinte maneira:

Taxa de Baud: 1200 bps;

Bits de dados: 8;

Paridade: Nenhuma;

Bits de parada: 1;

Controle de fluxo: Nenhum.

Além disso, deve-se sempre colocar o cabo para medição da tensão no canal A do

osciloscópio, e o sensor de corrente no canal B e configurar a relação de entrada e saída da

ponta de prova. Na tela inicial do programa, deve-se selecionar a opção “Input B” para o

seletor intitulado “Corrente”, e “Input A” para o seletor intitulado “Tensão”. Se estiver

disponível a informação de temperatura, deve-se selecionar na barra de rolagem intitulada

“Selecionar tipo de medição” se a entrada da temperatura será ambiente ou de célula. A figura

4.38 mostra a o resultado da execução do programa para as curvas obtidas na figura 4.37, com

detalhes para os locais onde devem ser indicados os canais para a extração dos dados dos

parâmetros elétricos e a seleção do tipo de medição da temperatura.

Outra funcionalidade do programa é a geração de um arquivo .txt com os pontos da

curva adquiridos do osciloscópio digital. O arquivo recém criado fica localizado no diretório

C:\dados. Porém, esse caminho pode ser mudado selecionando outro diretório na tela inicial

do programa, mostrada na figura 4.38.

153

Figura 4.38 – Tela do programa com a curva I x V medida.

A extrapolação para as condições padrão é feita a partir da formulação proposta em

[65], mostrada nas equações 4.1 e 4.2.

Onde é o coeficiente de temperatura da corrente da célula, é o coeficiente de

temperatura da tensão da célula, é o número de células conectadas em paralelo, é o

número de células conectadas em série, é a tensão térmica do diodo, é a temperatura de

célula e é a irradiância incidente no plano gerador. Os sub-índices STC e med são,

respectivamente, referentes às condições padrão e aos valores medidos. Na aba de

extrapolação do programa devem ser inseridos os valores de , , e , sendo que este

último deve ser indicado com o sinal negativo.

Selecionar o

canal B para a

corrente

Selecionar o canal

A para a tensão

Selecionar a

medição de

temperatura

Seleciona diretório

154

4.7.5. Caracterização do gerador FV de 1,575 kWp.

Com o objetivo de validar e certificar a confiabilidade do programa, ensaios foram

realizados no gerador FV do SFCR do GEDAE. Esse gerador é composto de 21 módulos de

silício monocristalino do modelo SP75 da empresa alemã SIEMENS, sendo que cada módulo

possui potência nominal de 75 Wp, Isc de 4,8 A e Voc de 21,7 V. Todos os módulos estão

conectados em série, caracterizando um gerador de 1,575 kWp e Voc de 455,7 V.

A irradiância no plano gerador não pôde ser medida, uma vez que o laboratório não

dispunha de um equipamento calibrado para realizar tal medição. Para que fosse possível

realizar a extrapolação para as condições padrão, a irradiância foi estimada a partir da corrente

de curto circuito do próprio gerador FV medida para uma dada condição climática. Fazendo-

se uma relação proporcional simples com a corrente de curto-circuito no STC, fornecida na

folha de dados dos módulos, estimou-se o valor da irradiância no plano do gerador FV.

A temperatura de célula foi calculada a partir da temperatura ambiente, a qual foi

medida através de um termômetro digital da “Oregon Scientific”, mostrado na figura 4.39. A

equação 4.3 mostra como foi calculada a temperatura de célula a partir da temperatura

ambiente.

Onde é a temperatura de célula calculada, é a temperatura ambiente medida, é a

irradiência incidente no plano gerador e é a temperatura normal de operação da célula,

normalmente fornecida pelos fabricantes dos módulos FV.

Figura 4.39 – Detalhe do medidor de temperatura.

155

A figura 4.40 mostra a disposição dos equipamentos no momento da medida para a

caracterização do gerador FV do GEDAE. São indicados também onde devem ser conectados,

na carga capacitiva, os terminais do osciloscópio digital.

Figura 4.40 – Equipamentos utilizados na caracterização do gerador FV.

A metodologia para a estimativa da irradiância e da temperatura se deu da seguinte

maneira: primeiramente era habilitada a carga capacitiva ao mesmo tempo em que era anotada

a temperatura ambiente do momento da medida. Com a curva já traçada no osciloscópio, o

programa era executado, criando uma curva I x V para essa condição climática. A partir da

corrente de curto-circuito encontrada, fez-se uma estimativa da irradiância incidente no plano

do gerador FV no momento da medida.

Tendo obtido esse valor, além da temperatura de célula já calculada, e inserindo as

variáveis necessárias na aba de extrapolação, executou-se o programa para gerar a curva

extrapolada nas condições padrão. As figuras 4.41 e 4.42 mostram, respectivamente, as curvas

medida e extrapolada para uma condição de 832,4 W/m2 de irradiância e 64,7 ºC de

temperatura de célula. Essa estimativa é feita, basicamente, pela regra de três entre corrente de

curtocircuito e irradiância. Como exemplo, utiliza-se o módulo SP-75, cuja ISC = 4,8 A na

condição de referência (1.000 W/m²). Caso fosse medido uma corrente de curtocircuito de 4

A, estima-se que a irradiância incidente sobre este gerador é de

Display do

osciloscópio

Fontes de Corrente CC

(substituiu 2 baterias em série

de 9V cada) – Alimentação

para o circuito de controle

Pinça de

corrente Terminal de tensão

Computador

156

. Vale ressaltar que pode também ser considerada a temperatura da célula,

ajustando para a STC, como pode ser visto utilizando a fórmula

.

Figura 4.41 – Curva medida do gerador FV.

Figura 4.42 – Curva extrapolada para o STC do gerador FV.

157

A tabela 4.2 mostra um comparativo entre os valores encontrados na extrapolação do

gerador FV do SFCR do GEDAE e os valores de placa dos módulos FV que constituem o

gerador.

Tabela 4.2 – Comparativo entre a extrapolação e os dados de placa.

Extrapolado Dados de Placa Erro

Pmp (W) 1.463,64 1.575 7,07%

Vmp (V) 345,48 357 3,23%

Imp (A) 4,24 4,4 3,71%

Voc (V) 453,10 455,7 0,57%

Isc (A) 4,75 4,8 1,10%

Os erros percentuais encontrados entre os valores indicados após a extrapolação da

curva e aqueles calculados a partir dos dados de placa dos módulos nas condições padrão

ficaram abaixo de 7,1 %. Esse valor é aceitável, tendo em vista o procedimento adotado, uma

vez que a formulação para a extrapolação é um processo de aproximação que gera erros

principalmente devido às limitações das equações 4.1 e 4.2 e das limitações do equipamento

de medição (calibração). Além disso, os valores fornecidos pelos fabricantes devem ser

confrontados com medições experimentais, uma vez que em alguns casos esses valores não

condizem com aqueles encontrados na prática. Uma medição mais rigorosa envolveria a

utilização de um módulo padrão ou uma célula de referência para o processo de medida.

4.8. Dados operacionais

Com base nas informações coletadas até então do SFCR, é possível quantificar as

produções energéticas diárias e mensais, além de permitir uma análise mais específica em

relação à qualidade da energia elétrica fornecida pelo sistema, o que facilita a identificação

das contribuições e efeitos de sua operação em paralelo com a rede elétrica convencional de

distribuição. Tomando os resultados experimentais como ponto de partida, será mostrada a

influência da geração FV em parâmetros de qualidade da energia elétrica na edificação como:

distorção harmônica total (THD – Total Harmonic Distortion), fator de potência (FP) e tensão

RMS.

A primeira questão a ser tratada neste tópico será a contribuição energética do SFCR

para a edificação. As figuras 4.43 a 4.47, através de medidas de produção de eletricidade

diária nos meses de agosto a dezembro de 2009, mostram o quantitativo de kWh injetados

pelo sistema na rede de distribuição.

158

Figura 4.43 – Energia produzida (kWh) pelo SFCR no mês de agosto de 2009.

Figura 4.44 – Energia produzida (kWh) pelo SFCR no mês de setembro de 2009.

Figura 4.45 – Energia produzida (kWh) pelo SFCR no mês de outubro de 2009.

0.00

2.00

4.00

6.00

8.00

18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

4.40

7.38 7.41

6.38

5.03

6.606.02

7.03

2.463.05

0.00 0.00 0.00 0.00Ene

rgia

Pro

du

zid

a (k

Wh

)

DiaAgosto

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

7.00

8.00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

6.566.37

0.16

5.39

6.355.93

6.186.356.356.72

7.147.29

5.58

6.45

5.675.93

5.48

6.236.066.126.07

5.14

6.256.296.11

0.04

6.23

4.31

6.69

0.00

Ene

rgia

Pro

du

zid

a (k

Wh

)

DiaSetembro

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

7.00

8.00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

0.00

1.61

7.21

0.000.000.000.000.000.000.45

0.000.000.05

0.640.520.21

0.000.000.020.000.070.000.20

2.65

0.000.000.000.000.010.010.00

Ene

rgia

Pro

du

zid

a (k

Wh

)

DiaOutubro

Total = 55,76 kWh

Total = 165,46 kWh

Total = 13,66 kWh

159

Figura 4.46 – Energia produzida (kWh) pelo SFCR no mês de novembro de 2009.

Figura 4.47 – Energia produzida (kWh) pelo SFCR no mês de dezembro de 2009.

É de extrema importância mencionar que os dias que apresentam valores de produção

de energia iguais ou próximos de zero representam desconexões do inversor que podem ter

sido causadas por diversos fatores que ainda não foram bem definidos. Um fator que pode

estar influenciando o correto funcionamento do sistema é o ajuste do tap do transformador, já

que foi possível verificar em várias medições, assim como mostrado na figura 4.48, que

valores baixos de tensão são atingidos durante intervalos de tempos irregulares, como pode

ser constatado na medição de tensão durante o período de 7 a 18 de dezembro. Embora

inversores comerciais trabalhem em uma faixa de operação de 190 a 250 V no lado CA,

constatou-se empiricamente que para níveis de tensão em média inferiores a 209,5 V o

sistema geralmente desconectava, o que pode justificar alguns desligamentos. Além disso,

muitos desses inversores são sensíveis a variações da impedância de entrada da rede, o que

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

7.00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

0.00

5.89

5.075.085.11

6.20

5.17

6.34

4.59

5.44

0.00

0.68

0.060.24

0.000.150.000.00

0.90

0.410.110.000.070.000.00

2.61

6.025.61

6.00

4.65

Ene

rgia

Pro

du

zid

a (k

Wh

)

DiaNovembro

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

3.87

5.315.70

4.804.43 4.37

5.68

4.544.79

4.57

3.85 3.72

4.564.97

3.533.79

4.06

3.18

Ene

rgia

Pro

du

zid

a (k

Wh

)

DiaDezembro

Total = 76,41 kWh

Total = 79,72 kWh

160

faz o ponto de conexão um elemento crítico na operação desses sistemas. Outro fator

relevante é considerar a possibilidade do inversor Solete 2500 estar com algum defeito não

identificado.

Figura 4.48 – Níveis de tensão da rede no período compreendido entre 7 e 18 de dezembro de

2009.

Embora os efeitos das desconexões prejudiquem uma análise mais precisa do SFCR, ainda

sim foi possível fazer algumas observações pontuais relevantes para a compreensão do

comportamento dessa aplicação nas condições de Belém. A tabela 4.3 mostra dados de produção

de energia ao longo dos meses medidos, fator de capacidade considerando somente os dias que o

sistema não desconectou e a produtividade do sistema em cada mês.

Tabela 4.4 – Dados mensais de produção de energia elétrica, fator de capacidade (FC) e

produtividade do sistema (YF).

Mês 2009

Prod. Mensal [kWh] FC* [%] YF [kWh/kWp]

Agosto 55,759 14,751 35,402

Setembro 165,464 16,212 105,057

Outubro** 13,660 - -

Novembro 76,405 14,438 48,511

Dezembro 79,718 11,716 50,615

*Os cálculos de FC consideram somente os dias em que não houve desconexão do sistema a

fim de representar um valor mais próximo da operacionalidade do sistema. No mês de agosto,

por exemplo, foi considerado o intervalo compreendido entre o dia 18 e o dia 27, no mês de

setembro, foram desconsiderados os dias 03, 26 e 30, e desta forma foram calculados os

valores de FC para os demais meses.

** Os valores de FC e YF para o mês de outubro não foram calculados porque o sistema

operou sem desconexões somente no dia 3.

A produção de energia total no período avaliado da tabela 4.3 foi de 391 kWh e o fator de

capacidade médio foi de 14,28 %. Vale ressaltar o fato de que a potência nominal do gerador FV

161

(1,575 kWp) é inferior potência nominal do inversor (2,5 kW), FDI = 1,6, logo isto pode também

influenciar em redução no desempenho do sistema, principalmente em dias nublados, onde

ambas as eficiências de conversão e de seguimento de ponto de máxima potência são menores

devido a um maior tempo de operação com baixo carregamento [9].

Entrando no mérito de uma análise qualitativa da energia elétrica injetada por um SFCR de

pequena escala e seus impactos sobre a rede de distribuição, foram analisadas algumas medições

pontuais, considerando um dia ensolarado (figura 4.49) e um dia nublado (figura 4.50), de

variáveis como: Distorção Harmônica Total de corrente (THDi), fator de potência (FP), tensão

RMS e energia acumulada ao longo do dia.

Figura 4.49 – Avaliação de parâmetros elétricos em um dia ensolarado (20/08/2009).

Figura 4.50 – Avaliação de parâmetros elétricos em um dia nublado (28/09/2009).

8 10 12 14 16 180

0.2

0.4

0.6

0.8

11.1

Tempo (h)

Potê

ncia

(kW

)

8 10 12 14 16 180

10

20

30

40

50

TH

Di (%

)

8 10 12 14 16 180

0.2

0.4

0.6

0.8

11.1

Potê

ncia

(kW

)

8 10 12 14 16 180

0.2

0.4

0.6

0.8

11.1

Tempo (h)

FP

8 10 12 14 16 180

0.2

0.4

0.6

0.8

11.1

Tempo (h)

Potê

ncia

(kW

)

8 10 12 14 16 180

1

2

3

4

5

6

7

Energ

ia a

cum

ula

da (

kW

h)

8 10 12 14 16 180

0.2

0.4

0.6

0.8

11.1

Tempo (h)

Potê

ncia

(kW

)

8 10 12 14 16 18210

212

214

216

218

220

222

224

Tensão (

V)

8 10 12 14 16 180

0.2

0.4

0.6

0.8

11.1

Potê

ncia

(kW

)

8 10 12 14 16 180

10

20

30

40

Tempo (h)

TD

Hi (%

)

8 10 12 14 16 180

0.2

0.4

0.6

0.8

11.1

Potê

ncia

(kW

)

8 10 12 14 16 180

0.2

0.4

0.6

0.8

11.1

Tempo (h)

FP

8 10 12 14 16 180

0.2

0.4

0.6

0.8

11.1

Potê

ncia

(kW

)

8 10 12 14 16 180

1

2

3

44.4

Tempo (h)

Energ

ia a

cum

ula

da (

kW

h)

8 10 12 14 16 180

0.2

0.4

0.6

0.8

11.1

Potê

ncia

(kW

)

8 10 12 14 16 18020406080100120140160180200220

Tempo (h)

Tensão (

V)

162

Avaliando os gráficos apresentados, nota-se que para valores baixos de potência de

entrada do inversor (CC) a THD de corrente é elevada, atingindo, para o dia ensolarado,

valores superiores a 40% no final da tarde e, durante a operação no intervalo de 8 às 17 horas,

a TDHi mínima medida foi de aproximadamente 8,6%. Para o dia nublado, no final da tarde

atinge-se 40% e, durante operação no intervalo de 11 até as 14 horas, o valor mínimo foi de

7,9%. Em todo caso, estes valores são superiores aos limites estabelecidos na tabela 2.1 do

capítulo 2, que define os limites de harmônicos de correntes não superiores a 5% definidos

pela norma IEEE 929. A figura 4.51 mostra a curva de potência CA versus THDi como outra

forma de analisar a THD de corrente.

Figura 4.51 – Distorção harmônica de corrente como função da potência de saída do

inversor para o dia ensolarado.

Analisando o fator de potência, constata-se que a maior parte do tempo ele é próximo da

unidade, como era de se esperar, pois o sistema gera somente potência ativa na maior parte do

dia, enquanto que os reativos demandados pela edificação são supridos pela rede elétrica

convencional.

Já a tensão de operação, verificou-se que nos períodos correspondentes a operação do

SFCR a tensão RMS é um valor inferior a 220 V, todavia, a medida em que o sistema entra

nos períodos em que não há geração, o valor da tensão RMS tende a se aproximar de 220 V.

Esse fato não é o suficiente para afirmar que este efeito é causado pelo SFCR, pois a saída do

transformador que alimenta a edificação do GEDAE também supre a demanda de uma

instalação para construção de uma balsa de um laboratório de pesquisa da engenharia

mecânica a uma distância aproximada de 100 m. Além do mais, ressalta-se que o SFCR tende

a compensar a tensão no ponto de conexão devido à injeção de potência ativa na rede. A

figura 4.52 ilustra o transformador que alimenta tanto o GEDAE quanto a instalação para a

construção da balsa.

163

Figura 4.52 – Vista lateral do GEDAE mostrando transformador que alimenta a

edificação.

E por fim, as medições de energia acumulada ao longo do dia ensolarado mostraram

produção energética igual a 7,41 kWh e, para o dia nublado, somente 4,31 kWh. No ANEXO

D são mostrados diversos parâmetros elétricos mensurados pelo P-600 (IMS) na saída do

inversor interligada com a rede elétrica no período de 7 a 18 de dezembro de 2009.

Para caracterizar o inversor Solete 2500 é necessário utilizar dados de potência CC e

CA medidas pelo SAD. Utilizando dados de 06/12/2009, calculou-se a curva de eficiência do

inversor (%) – razão da potência de entrada pela de saída do inversor – como função da

potência de saída (CA), conforme figura 4.53.

Figura 4.53 – Curva medida de eficiência do inversor versus potência de saída (CA).

É possível observar que valores altos de eficiência de conversão, próximos de 100%,

são encontrados para um baixo carregamento do inversor. Isso é relacionado aos erros de

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 200 400 600 800 1000 1200

Efic

iên

cia

do

inve

rso

r (%

)

Potência CA (W)

Alimentação da instalação para a construção

de uma balsa (aérea).

Alimentação provisória do GEDAE (aérea) – A

finalidade desta alimentação foi suprir a

demanda de cargas durante a construção do

prédio.

Alimentação final do GEDAE (subterrânea) –

Substituirá a alimentação provisória após a

conclusão da construção do prédio.

164

medição que ocorrem em baixas potências. Para outros valores de potência de saída, a

eficiência de conversão se aproxima do valor indicado pelo fabricante, que é de 94%.

165

CONCLUSÕES

A experiência e avaliação do SFCR do GEDAE foi um passo inicial para o

desenvolvimento de estudos sobre a relação de efeitos e contribuições entre esses sistemas e a

rede elétrica convencional. Ele se torna ainda mais importante porque é o primeiro da Região

Amazônica Brasileira; logo, seus resultados operacionais servem para suprir uma lacuna de

informações sobre os SFCR nessa região, uma vez que todos os outros sistemas desse tipo

instalados no país estão localizados nas outras regiões do país.

É importante mencionar a abordagem realizada sobre inversores de SFCR, pois foram

pesquisados equipamentos e tecnologias mais recentes. Dessa maneira, diversos aspectos

interessantes para a compreensão da sua lógica de funcionamento são abordados, em especial

as técnicas de seguimento de ponto de máxima potência que hoje existem, dependendo da

tecnologia empregada. Ressalta-se também uma tendência que existe para a utilização de

inversores sem transformadores, principalmente devido à busca pelo aumento da eficiência de

conversão que, dessa forma, provoca a redução das perdas, já que elas acarretam em prejuízos

financeiros para os proprietários desses sistemas, principalmente nos locais onde as políticas

de incentivo são bastante atrativas.

A elaboração de modelagens matemáticas em programas computacionais e a posterior

comparação com dados dos fabricantes mostraram a importância de se realizar medições

quando se quer avaliar a relevância desses modelos. Isso foi feito, então, no final do Capítulo

3 utilizando dados de um SFCR instalado na fachada do IEE/USP, pois os modelos

precisaram das variáveis irradiância e temperatura ambiente (ou de costa de célula) para a

realização dos cálculos. Essa análise não pôde ser realizada no SFCR do GEDAE/UFPA

devido à indisponibilidade de equipamentos que efetuem a medição dessas grandezas.

Ressalta-se ainda que esse modelamento possibilitou a implementação de uma ferramenta

com interface gráfica de manuseio simples, mas de aplicação prática, que pode aos poucos ser

adequada às novas necessidades.

O desenvolvimento de um novo sistema de aquisição de dados para o SFCR estudado

neste trabalho permitirá uma análise mais profunda do referido sistema. Como não foi

possível a aquisição de dados climáticos, a análise foi feita em termos das contribuições

energéticas do SFCR e da eficiência do inversor. Vale ressaltar que, apesar das frequentes

desconexões do sistema, foi possível avaliar sua operação e detectar que, quando o SFCR

operava normalmente, seu fator de capacidade e sua produtividade alcançavam valores

expressivos.

166

O programa computacional para a caracterização de geradores FV proposto neste

trabalho permitiu o ensaio do gerador instalado no laboratório. Essa análise foi importante

para se ter a informação de como o gerador estava operando, além de comparar os dados

medidos com aqueles informados pelos fabricantes dos módulos. Em outras palavras,

combinando uma metodologia de medição mais criteriosa (utilização de um módulo padrão

ou célula de referência) com o programa computacional desenvolvido neste trabalho, foi

possível determinar com bom grau de precisão a potência real do gerador. Com isso, foi

possível tirar conclusões mais precisas, alimentando modelos de forma mais criteriosa, etc.

Apesar de todas as dificuldades em relação à complexidade dos assuntos abordados,

este trabalho pode contribui de maneira significativa para o estudo de SFCR no Brasil, de

forma que este permite a execução de muitos trabalhos futuros, dentre os quais, pode-se citar:

Aperfeiçoamento das ferramentas computacionais de simulação de geradores FV, com

a utilização de outros modelos matemáticos existentes na literatura, com o objetivo de

aprimorar ainda mais o grau de precisão obtido entre sistemas medidos e simulados;

Aperfeiçoamento das ferramentas computacionais de projeto e análise de SFCR.

Unificação em um único módulo de programa, maior interatividade e possibilidade de

inserção de dados de outros inversores no banco de dados do programa, com registros, feito

pelo usuário;

Aperfeiçoamento da ferramenta computacional de caracterização de geradores FV com

implementação de um processo de filtragem por FFT (Transformada Rápida de Fourier),

diminuindo os ruídos da medição e aumentando a confiabilidade do programa;

Associação de mais inversores ao sistema. Essa proposta é interessante devido à

necessidade de se avaliar diferentes configurações de sistemas operando, o que permite um

estudo mais preciso das falhas e das contribuições energéticas dessa aplicação.

167

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http://pt.wikipedia.org/wiki/Z%C3%AAnite

http://publica.fraunhofer.de/autoren/Jantsch,%20M.

http://publica.fraunhofer.de/autoren/Schmidt,%20H.

http://publica.fraunhofer.de/autoren/Schmid,%20J.

http://www.utilipoint.com/issuealert/print.asp?id=1728

173

[59] Jones, David L.; “The Solar Office Doxford International”, Relatório descritivo do

projeto do SFCR, 2000, disponível na internet pelo endereço

http://www.berr.gov.uk/files/file17275.pdf.

[60] Nobesol Levante, engenharia de projetos, acessoria e manutenção de sistemas FV;

mais informações disponíveis em http://www.nobesol.com.

[61] Lenardic, Denis, “Large-Scale Photovoltaic Plants: Annual Review 2008”,

disponível em http://www.pvresources.com.

[62] UL 1703 US Standard, “Standard for Flat-Plate Photovoltaic Modules and

Painels”, 3a Edição, 08/04/2008.

[63] Barbosa, C. F. de O.; Pinho, J. T.; Cruz, D. P.; Galhardo, M. A. B.; Araújo, R. G.,

“Implantação e Operação do Primeiro Sistema de Pré-Pagamento de Eletricidade no Brasil,

Instalado em uma Localidade Isolada na Região Amazônica”, IEEE-PES T&D Latin

America, São Paulo, novembro de 2004.

[64] Barbosa, C. F de O., “Montagem, Comissionamento e Telesupervisão de um

Sistema Híbrido Solar-Eólico-Diesel para Geração de Eletricidade”, Trabalho de Conclusão

de Curso, UFPA, Belém, 2004

[65] Blaesser, G. e Zaaiman, W., “On-site Power Measurements on large PV Systems”,

10a Conferência Européia de Energia Solar Fotovoltaica, 1991.

[66] Manito, A., R., A., “Sistema de Monitoramento Energético de uma Edificação

Eficiente”, Trabalho de conclusão de curso, UFPA, Dezembro, 2009.

[67] Ceballos, H. A., “Projeto de uma Edificação Energicamente Autônoma e Eficiente

para Uso como Laboratório de Energias Renováveis e Eficiência Energética.”, Dissertação de

Mestrado, UFPA, 2004.

http://www.berr.gov.uk/files/file17275.pdf

http://www.nobesol.com/

http://www.pvresources.com/

174

ANEXOS

175

ANEXO A – Modelo de uma célula solar fotovoltaica em MATLAB

MODELO SIMPLIFICADO DE GOW E MANNING [5] clear all clc %% CONSTANTES ADOTADAS % Modelamento dos módulos fotovoltaicos MSX-70, MSX-77, MSX-83, A-75 e para % qualquer outro módulo desejado. % Calcula a corrente dado a tensão, irradiância e a temperatura. % Ig,Va = vetor de corrente e de tensão. % T = Temperatura em graus Celcius. Va = 0:0.01:25; Suns = 1; % Es/Eref = numero de Suns (1 Sun = 1000 W/mˆ2). TaC = 25; % Temperatura da célula. k = 1.38e-23; % Constante de Boltzman’s. q = 1.60e-19; % Carga de un elétron. n=1.1; % Fator de idealidade do diodo. Vg = 1.12; % Tensão da banda de gap, 1.12eV para Si, 1.75 para Si amorfo. Ns = 36; % Número de células em série. T1 = 273 + 25; % Temperatura em graus K.

%% DEFINIR O MÓDULO FOTOVOLTAICO a = input('Insira um número para o módulo desejado:1 - MSX-70, 2 - MSX-77,

3- MSX-83, 4 - A-75, 5 - OUTROS: '); if a == 1 % Módulo MXS-70 Voc_T1 = 20.5 /Ns; % Tensão de circuito aberto por célula a temperatura T1. Isc_T1 = 4.97; % Corrente de curtocircuito da célula a temperatura T1. T2 = 273 + 75; % Temperatura de 75ºC em graus K. Voc_T2 = 17 /Ns; % Tensão de circuito aberto por célula a temperatura T2. Isc_T2 = 5.1625; % Corrente de curtocircuito da célula a temperatura T2. end if a == 2 % Módulo MSX-77 Voc_T1 = 21.0 /Ns; Isc_T1 = 5.0; T2 = 273 + 75; Coef_temp_Voc = -80; % [mV/ºC] Coef_temp_Isc = 0.065; % [%/ºC] Voc_T2 = Voc_T1 + Coef_temp_Voc/1000*(75-25) /Ns; Isc_T2 = Isc_T1*(1+Coef_temp_Isc/100*(75-25)); end if a == 3 % Módulo-MSX-83 Voc_T1 = 21.2 /Ns; Isc_T1 = 5.27; T2 = 273 + 75; Coef_temp_Voc = -80; % [mV/ºC] Coef_temp_Isc = 0.065; % [%/ºC] Voc_T2 = Voc_T1 + Coef_temp_Voc/1000*(75-25) /Ns; Isc_T2 = Isc_T1*(1+Coef_temp_Isc/100*(75-25)); end if a == 4 % Módulo A-75 Voc_T1 = 21.0 /Ns; Isc_T1 = 4.8; T2 = 273 + 75; Coef_temp_Voc = -80; % [mV/ºC] Coef_temp_Isc = 0.065; % [%/ºC] Voc_T2 = Voc_T1 + Coef_temp_Voc/1000*(75-25) /Ns; Isc_T2 = Isc_T1*(1+Coef_temp_Isc/100*(75-25)); end if a == 5 % Para qualquer módulo Voc_T1 = input('Insira o valor da tensão de circuito aberto (VOC) na

temperatura de 25ºC [em V]: '); Voc_T1 = Voc_T1 /Ns;

176

Isc_T1 = input('Insira o valor da corrente de curto circuito (ISC) na

temperatura de 25ºC [em A]: '); T2 = 273 + 75; % Temperatura de 75º C em graus K Coef_temp_Voc = input('Insira o coeficiente de temperatura de Voc [em

mV/ºC]: '); Voc_T2 = Voc_T1 + Coef_temp_Voc/1000*(75-25) /Ns; Coef_temp_Isc = input('Insira o coeficiente de temperatura de Isc [em

%/ºC]: '); Isc_T2 = Isc_T1*(1+Coef_temp_Isc/100*(75-25)); end

%% CÁLCULOS DO MODELO DA CÉLULA SOLAR TaK = 273 + TaC; % Temperatura de trabalho do arranjo M1sc = (Isc_T2 - Isc_T1)/(T2 - T1); % Equação (2.5) Iph_T1 = Isc_T1 * Suns; % Equação (2.4) Iph = Iph_T1 + M1sc*(TaK - T1); % Equação (2.3) I0_T1=Isc_T1/(exp(q*Voc_T1/(n*k*T1))-1); I0= I0_T1*(TaK/T1).^(3/n).*exp(-q*Vg/(n*k).*((1./TaK)-(1/T1))); Xv = I0_T1*q/(n*k*T1) * exp(q*Voc_T1/(n*k*T1)); % Equação (2.9) dVdI_Voc = - 1.15/Ns / 2; % dV/dI a Voc por célula dos graficos dos fabricantes % Rs resistencia serie por célula Rs = - dVdI_Voc - 1/Xv; % Equação (2.8) Vt_Ta = n * k * TaK / q; Vc = Va/Ns; Ig = zeros(size(Vc)); Rsh = inf;

%% MÉTODO DE NEWTON for j=1:5; Ig = Ig - (Iph - Ig - I0.*( exp((Vc+Ig.*Rs)./Vt_Ta) -1)-

(Vc+Ig.*Rs)/Rsh)./(-1 - (I0.*( exp((Vc+Ig.*Rs)./Vt_Ta) -1)).*Rs./Vt_Ta -

Rs/Rsh); end

%% PLOT figure(1) plot(Va,Ig) xlabel('Tensão do módulo (V)'); ylabel('Corrente do módulo (A)'); xlim([0 25]); ylim([0 6]); grid hold on [Dados Legenda]=xlsread('MSX77_datasheet'); plot(Dados(:,1),Dados(:,2),'-ro');

figure(2) plot(Va,Va.*Ig) xlabel('Tensão do módulo (V)'); ylabel('Potência de saída (W)'); xlim([0 25]); ylim([0 100]); grid hold on plot(Dados(:,1),Dados(:,1).*Dados(:,2),'-ro');

figure(3) [AX,H1,H2] = plotyy(Va,Ig,Va,Va.*Ig,'plot'); set(get(AX(1),'Ylabel'),'String','Corrente do módulo (A)'); set(get(AX(2),'Ylabel'),'String','Potência de saída (W)'); xlabel('Tensão do módulo (V)'); xlim([0 25]); set(AX(1),'ylim',[0 6]);

177

set(AX(2),'ylim',[0 200]); %grid hold on

Pmax = max(Va.*Ig); indice = find(Va.*Ig == max(Va.*Ig)); disp(['O ponto de máxima potência é: ',num2str(Pmax)]); disp(['A tensão Vmp é: ',num2str(Va(indice))]); disp(['A corrente Imp é: ',num2str(Ig(indice))]); plot(Va(indice),Ig(indice),'-ro'); hold on Vmp = [Va(indice) Va(indice) 0]; Imp = [0 Ig(indice) Ig(indice)]; plot(Vmp,Imp,'--','color','black');

MODELO DE 4 PARÂMETROS [12]

clear all clc %% CONSTANTES ADOTADAS % Modelamento dos módulos fotovoltaicos MSX-70, MSX-77, MSX-83, A-75 e para % qualquer outro módulo desejado. % Calcula a corrente dado a tensão, irradiância e a temperatura. % Ig,Va = vetor de corrente e de tensão. % T = Temperatura em graus Celcius. NsG = input('Insira o número de módulos em série: '); NpG = input('Insira o número de módulos em paralelo: '); Va = 0:.01:22*NsG; Suns = 1; % Es/Eref = numero de Suns (1 Sun = 1000 W/mˆ2). TaC = 25; % Temperatura da célula. k = 1.38e-23; % Constante de Boltzman’s. q = 1.60e-19; % Carga de un elétron. n=1.75; % Fator de idealidade do diodo. Vg = 1.12; % Tensão da banda de gap, 1.12eV para Si, 1.75 para Si amorfo. Ns = 36; % Número de células em série. T1 = 273 + 25; % Temperatura em graus K. T2 = 273 + 75;

%% DEFINIR O MÓDULO FOTOVOLTAICO a = input('Insira um número para o módulo desejado: 1 - MSX-70, 2 - MSX-77,

3- MSX-83, 4 - A-75, 5 - OUTROS: '); if a == 1 % Módulo MXS-70 Voc_ref = 20.5; % Tensão de circuito aberto por célula a temperatura T1. Isc_ref = 4.97; % Corrente de curtocircuito da célula a temperatura T1. Coef_temp_Voc = -80; % [mV/ºC] Coef_temp_Isc = 0.065; % [%/ºC] Voc_T2 = 17; % Tensão de circuito aberto por célula a temperatura T2. Isc_T2 = 5.1625; % Corrente de curtocircuito da célula a temperatura T2. Vmp_ref = 16; Imp_ref = 4.55; end if a == 2 % Módulo MSX-77 Voc_ref = 21.0; Isc_ref = 5.0; Coef_temp_Voc = -80; % [mV/ºC] Coef_temp_Isc = 0.065; % [%/ºC] Voc_T2 = Voc_ref + Coef_temp_Voc/1000*(75-25); Isc_T2 = Isc_ref*(1+Coef_temp_Isc/100*(75-25)); Vmp_ref = 16.9;

178

Imp_ref = 4.56; end if a == 3 % Módulo-MSX-83 Voc_ref = 21.2; Isc_ref = 5.27; Coef_temp_Voc = -80; % [mV/ºC] Coef_temp_Isc = 0.065; % [%/ºC] Voc_T2 = Voc_ref + Coef_temp_Voc/1000*(75-25); Isc_T2 = Isc_ref*(1+Coef_temp_Isc/100*(75-25)); Vmp_ref = 17.1; Imp_ref = 4.85; end if a == 4 % Módulo A-75 Voc_ref = 21.0; Isc_ref = 4.8; Coef_temp_Voc = -80; % [mV/ºC] Coef_temp_Isc = 0.065; % [%/ºC] Voc_T2 = Voc_ref + Coef_temp_Voc/1000*(75-25); Isc_T2 = Isc_ref*(1+Coef_temp_Isc/100*(75-25)); Vmp_ref = 17; Imp_ref = 4.4; end if a == 5 % Para qualquer módulo Voc_ref = input('Insira o valor da tensão de circuito aberto (VOC) na

temperatura de 25ºC [em V]: '); Isc_ref = input('Insira o valor da corrente de curto circuito (ISC) na

temperatura de 25ºC [em A]: '); Coef_temp_Voc = input('Insira o coeficiente de temperatura de Voc [em

mV/ºC]: '); Voc_T2 = Voc_ref + Coef_temp_Voc/1000*(75-25); Coef_temp_Isc = input('Insira o coeficiente de temperatura de Isc [em

%/ºC]: '); Isc_T2 = Isc_ref*(1+Coef_temp_Isc/100*(75-25)); Vmp_ref = input('Insira o valor da tensão de máxima potência [em V]: '); Imp_ref = input('Insira o valor da corrente de máxima potência [em A]: '); end

%% CÁLCULOS DO MODELO DA CÉLULA SOLAR TaK = 273 + TaC; % Temperatura de trabalho do arranjo M1sc = (Isc_T2 - Isc_ref)/(T2 - T1); % Equação (2.5) M1oc = Coef_temp_Voc/1000; % em V/ºC Vt = k*TaK /q; a_ref = (M1oc*T1 - Voc_ref + Vg*Ns) / (T1*M1sc/Isc_ref - 3); Io_ref = Isc_ref*exp(-Voc_ref/(Ns*Vt*n)); %Io_ref = Isc_ref / (exp(Voc_ref/a_ref)-1) Rs_ref = (a_ref*log(1-Imp_ref/Isc_ref)- Vmp_ref + Voc_ref) /(Imp_ref); IL = Suns*(Isc_ref + M1sc*(TaK-T1)); a = a_ref*(TaK/T1); Io = Io_ref*(TaK/T1).^(3/n).*exp((Vg*Ns/a_ref)*(1-T1/TaK)); Rs = Rs_ref; I = zeros(size(Va));

% Newton’s method: Ia2 = Ia1 - f(Ia1)/f’(Ia1) for j=1:5; I = I - (IL*NpG - I*NpG - NpG*Io.*( exp((Va+I.*Rs*NsG/NpG)./(Ns*NsG*Vt*n))

-1))./(-1 - Io.*(

exp((Va+I.*Rs*NsG/NpG)./(Ns*NsG*Vt*n)).*Rs*(NsG/NpG)./(Ns*NsG*Vt*n))); end

%% PLOT figure(1)

179

plot(Va,I) xlabel('Tensão do módulo (V)'); ylabel('Corrente do módulo (A)'); xlim([0 25*NsG]); ylim([0 6*NpG]); grid hold on

figure(2) plot(Va,Va.*I) xlabel('Tensão do módulo (V)'); ylabel('Potência de saída (W)'); xlim([0 25*NsG]); ylim([0 100*NsG*NpG]); grid hold on

figure(3) [AX,H1,H2] = plotyy(Va,I,Va,Va.*I,'plot'); set(get(AX(1),'Ylabel'),'String','Corrente do módulo (A)'); set(get(AX(2),'Ylabel'),'String','Potência de saída (W)'); xlabel('Tensão do módulo (V)'); %xlim([0 25*NsG]); set(AX(1),'ylim',[0 6*NpG]); set(AX(2),'ylim',[0 100*NsG*NpG]); %grid hold on

Pmax = max(Va.*I); indice = find(Va.*I == max(Va.*I)); disp(['O ponto de máxima potência é: ',num2str(Pmax)]); disp(['A tensão Vmp é: ',num2str(Va(indice))]); disp(['A corrente Imp é: ',num2str(I(indice))]); plot(Va(indice),I(indice),'-ro'); hold on Vmp_ = [Va(indice) Va(indice) 0]; Imp_ = [0 I(indice) I(indice)]; plot(Vmp_,Imp_,'--','color','black');

180

Tabela A.1 – Dados extraídos da curva I-V apresentada no catálogo do módulo MSX-77 da

SOLAREX, utilizando o software TechDig.

Tabela A.2 – Dados extraídos da curva I-V apresentada no catálogo do módulo MSX-83 da

SOLAREX, utilizando o software TechDig.

Vpv Ipv Ppv Vpv Ipv Ppv Vpv Ipv Ppv Vpv Ipv Ppv

0,0418 4,9017 0,2051 1,2865 5,0068 6,4411 0,0707 5,1214 0,3623 0,0710 5,2255 0,3711

1,4559 4,9029 7,1379 2,7288 5,0079 13,6655 2,4463 5,1348 12,5615 2,1921 5,2271 11,4582

3,8032 4,9047 18,6533 4,1428 4,9975 20,7033 4,7653 5,1367 24,4779 4,3696 5,2057 22,7469

6,7725 4,8839 33,0765 5,4720 4,9985 27,3516 6,7449 5,1151 34,5009 6,6602 5,1729 34,4523

9,2894 4,8628 45,1725 6,7446 4,9879 33,6414 8,9224 5,0821 45,3449 8,8377 5,1168 45,2202

11,4669 4,8067 55,1178 8,0737 4,9890 40,2798 10,7040 5,0604 54,1667 11,0150 5,0144 55,2339

13,5878 4,7621 64,7067 9,2332 4,9783 45,9660 12,4572 5,0040 62,3358 12,1174 4,8188 58,3908

15,6803 4,6597 73,0658 10,2795 4,9676 51,0644 13,8142 4,8317 66,7455 13,0214 4,4842 58,3908

17,2636 4,5107 77,8706 11,7218 4,9456 57,9716 14,6901 4,5433 66,7421 14,2356 3,7915 53,9748

18,6484 4,1881 78,1008 13,3337 4,9238 65,6521 15,7632 3,9893 62,8837 14,9405 3,0291 45,2561

19,4958 3,8304 74,6759 14,6344 4,8323 70,7180 16,6376 3,1576 52,5347 15,4473 2,2434 34,6540

20,3427 3,2761 66,6451 15,4825 4,7174 73,0367 17,2577 2,3951 41,3336 15,9263 1,5848 25,2398

20,9915 2,6755 56,1623 16,1890 4,5330 73,3841 17,8494 1,6094 28,7274 16,2923 0,9955 16,2188

21,8375 1,7975 39,2538 16,7823 4,3485 72,9770 18,4693 0,8007 14,7878 16,6019 0,4639 7,7023

22,4577 1,1044 24,8021 17,3189 4,0714 70,5125 18,9480 0,0265 0,5018 16,8270 0,0364 0,6121

23,2466 0,0183 0,4256 17,9116 3,6326 65,0653

18,7013 2,8818 53,8928

19,5474 2,0154 39,3954

20,1956 1,2182 24,6025

21,0973 0,0166 0,3506

T = 50ºC

Módulo MSX-77

Dados do Datasheet

T = 75ºC

Módulo MSX-77

Dados do Datasheet

T = 0ºC

Módulo MSX-77

Dados do Datasheet

T = 25ºC

Módulo MSX-77

Dados do Datasheet


0,0532 5,1813 0,2757 0,0538 5,2998 0,2853 0,0544 5,4075 0,2941 0,0814 5,5260 0,4498

1,6636 5,1921 8,6376 2,0074 5,3106 10,6605 1,6120 5,4291 8,7519 2,3254 5,5368 12,8751

4,1979 5,1813 21,7505 4,3305 5,2998 22,9507 3,9352 5,4291 21,3643 5,2292 5,5153 28,8402

6,6265 5,1598 34,1911 7,0231 5,2891 37,1456 6,1525 5,3968 33,2037 7,3937 5,4722 40,4593

9,3454 5,1275 47,9183 9,2933 5,2675 48,9526 8,3700 5,3860 45,0807 9,4259 5,3860 50,7681

11,7738 5,0736 59,7357 11,3523 5,2352 59,4314 10,5609 5,3429 56,4259 10,7456 5,3214 57,1812

14,1493 4,9874 70,5686 13,4639 5,1706 69,6159 12,7252 5,2675 67,0300 11,6161 5,1921 60,3120

16,2343 4,8797 79,2187 15,1528 5,0521 76,5529 13,7541 5,1382 70,6719 12,3542 4,9874 61,6157

17,9753 4,6212 83,0671 16,3128 4,7612 77,6688 14,7028 4,8151 70,7952 13,1181 4,6643 61,1864

19,0292 4,2334 80,5580 17,2872 4,2980 74,3009 15,4665 4,4488 68,8078 13,7764 4,3411 59,8049

20,0560 3,6948 74,1027 18,2599 3,5009 63,9261 16,0713 3,9964 64,2275 14,1707 4,0287 57,0899

20,7919 3,0593 63,6076 18,9687 2,7361 51,9001 16,7799 3,1993 53,6836 14,6437 3,5979 52,6858

21,5796 2,2298 48,1182 19,8610 1,7235 34,2308 17,3570 2,4883 43,1899 15,1940 2,8115 42,7178

22,2617 1,4219 31,6539 20,4904 0,9156 18,7614 17,9594 1,5512 27,8581 15,8226 1,8528 29,3158

22,8387 0,6894 15,7452 21,0929 0,0215 0,4544 18,4569 0,7648 14,1160 16,2675 1,1095 18,0491

23,2841 0,0323 0,7524 18,9547 0,0323 0,6125 16,8692 0,0323 0,5451

T = 50ºC

Módulo MSX-83

Dados do Datasheet

T = 75ºC

Módulo MSX-83

Dados do Datasheet

T = 0ºC

Módulo MSX-83

Dados do Datasheet

T = 25ºC

Módulo MSX-38

Dados do Datasheet

181

Tabela A.3 – Dados extraídos da curva I-V apresentada no catálogo do módulo SP75 da

SIEMENS, utilizando o software TechDig.


0 4,8981 0 0 4,8929 0 0 4,8095 0 0 3,9286 0

1,5139 4,8862 7,3973 2,4141 4,8691 11,7543 2,3732 4,7857 11,3573 2,6187 3,9286 10,2876

3,4779 4,8743 16,9523 5,6056 4,8452 27,1603 4,9100 4,7738 23,4393 5,6874 3,9286 22,3433

5,8511 4,8505 28,3804 8,5925 4,8095 41,3257 7,6923 4,7619 36,6300 8,8789 3,9048 34,6699

9,7381 4,8386 47,1186 11,0884 4,7857 53,0659 10,1473 4,7381 48,0789 11,9067 3,8929 46,3511

13,6661 4,7791 65,3110 13,8707 4,7619 66,0509 12,7660 4,6786 59,7266 15,0164 3,8691 58,0992

16,9804 4,6957 79,7350 15,5892 4,7143 73,4920 13,5434 4,6071 62,3963 15,9984 3,5595 56,9466

18,2079 4,3267 78,7796 16,2848 4,5357 73,8631 14,3617 4,3929 63,0889 16,7758 3,1786 53,3231

18,8625 3,8981 73,5279 16,8576 4,2024 70,8420 15,1391 4,0595 61,4575 17,6759 2,5238 44,6106

19,4354 3,4100 66,2747 17,3077 3,8571 66,7582 15,8347 3,5357 55,9869 18,1669 2,0714 37,6315

19,9673 2,8505 56,9164 17,7578 3,4643 61,5182 16,4484 3,0595 50,3242 18,7807 1,4643 27,5004

20,4173 2,3386 47,7473 18,2079 3,0357 55,2739 16,9804 2,5238 42,8553 19,1489 1,0000 19,1489

20,8265 1,7076 35,5637 18,7807 2,2857 42,9272 17,4714 1,9881 34,7349 19,5990 0,5000 9,7995

21,1948 1,2552 26,6046 19,2717 1,6548 31,8900 17,8805 1,4167 25,3308 19,9673 0,0000 0,0000

21,5221 0,7076 15,2294 19,6809 1,0119 19,9151 18,2488 0,8929 16,2936

21,8903 0,0000 0,0000 20,2128 0,0119 0,2406 18,7398 0,0238 0,4462

T = 60ºC

Módulo SP75

Dados do Datasheet

T = 45ºC / H = 800 W/m²

Módulo SP75

Dados do Datasheet

T = 25ºC

Módulo SP75

Dados do Datasheet

T = 45ºC

Módulo SP75

Dados do Datasheet

182

ANEXO C – Procedimentos para a utilização da carga capacitiva.

CHAVE C1 – Usada para selecionar as opções de CURTO-CIRCUITO ou CURVA;

Obs.1: - Na opção CURVA é possível carregar ou descarregar o capacitor de acordo com

seleção feita pela CHAVE C2. Para medir a curva de carga a CHAVE C1 deve estar no lado

direito e a da CHAVE C2 deverão estar no lado esquerdo. Para descarregar o capacitor a

CHAVE C2 deve estar para o lado direito.

Obs.2: - Na opção CURTO-CIRCUITO é possível medir a corrente de curto-circuito do

gerador FV. Para medir a corrente de curto-circuito a CHAVE C1 deve estar para a esquerda.

Nessa posição da CHAVE C1, a CHAVE C2 estará automaticamente desabilitada.

CHAVE C2: Usada para selecionar as opções CARGA ou DESCARGA do capacitor.

CHAVE C3 – Utilizada para habilitar a alimentação auxiliar do circuito de comando e da pré-

carga negativa dos capacitores.

CHAVE C4: Usada para escolher o tipo de medição, se a 2 fios ou a 4 fios.

CHAVE C5 – Seleciona o capacitor de 4.700 μF (geralmente usado para medir módulos) ou

1.000 μF (geralmente usado para medir geradores). A escolha do capacitor depende da tensão

e do tempo de carga mais adequado para se fazer uma boa medida. Recomenda-se que esse

último valor esteja entre 20 e 100 ms. A Tabela C.1 mostra o tempo de carga dos capacitores

para diferentes configurações de gerador.

Tabela C.1 – Tempo de carga (tc) em função da tensão de circuito aberto (Voc) e da corrente

de curto-circuito (Isc) de diferentes geradores FV para cada uma das opções de capacitor.

C 1000 μF - 450 V 4700 μF - 350 V

tc ms ms

Voc\Isc 5 A 10 A 15 A 20 A 5 A 10 A 15 A 20 A

20 V 4 2 1,3 1 18,80 9,4 6,3 4,7

80 V 16 8 5,3 4 75,2 37,6 25,1 18,8

160 V 32 16 10,7 8 150,4 75,2 50,1 37,6

200 V 40 20 13,3 10 188 94 62,7 47

280 V 56 28 18,7 14 263,2 131,6 87,7 65,8

300 V 60 30 20 15 282 141 94 70,5

360 V 72 36 24 18 - - - -

400 V 80 40 26,7 20 - - - -

450 V 90 45 30 22,5 - - - -

PULSADOR P1 – Utilizado para fazer a carga do capacitor.

PULSADOR 2 – Utilizado para fazer a descarga do capacitor.

PULSADOR P3 – Utilizado para curto-circuitar o gerador FV.

183

PULSADOR P4 – Utilizado para fazer uma pré-carga negativa no capacitor.

ENTRADA M1 – Utilizada para fazer a medição a dois fios.

ENTRADA M2 – Utilizada para fazer a medição a quatro fios.

A figura B.1 mostra a interface da carga capacitiva, sendo que as chaves, os

pulsadores e as entradas de medição são indicados por setas.

Figura B.1 – Interface da carga capacitiva.

A - PASSOS PRELIMINARES

1 – Verificar se as baterias estão com tensões adequadas (2 baterias de 9 V cada para

alimentação do circuito de comando e 1 de 9 V para a pré-carga negativa);

2 – Ligar a alimentação de 18 V (CHAVE C3);

3 – Verificar se a tensão da fonte está adequada através do pulsador ao lado da

CHAVE C3 e do voltímetro VS;

4 – Colocar o JUMP em IG com a pinça envolvendo o mesmo (medição de corrente);

5 – Colocar a ponteira de tensão do osciloscópio em VG;

6 – Conectar o gerador na carga capacitiva (figura 1).

C1

C2

P1

C3

P3

P2

C4

M1 C 5

P4

M2

184

B - DESCARGA DO CAPACITOR

1 – Selecionar a opção CURVA (CHAVE C1);

2 – Em seguida selecionar a opção DESCARGA (CHAVE C2);

3 – Pulsar o PULSADOR P2 (DISPARO);

C - PRÉ-CARGA NEGATIVA DO CAPACITOR

1 – Pulsar o PULSADOR P4 (PRÉ-CARGA).

D - CARGA DO CAPACITOR

1 – Selecionar a opção CURVA (CHAVE C1);

2 – Em seguida selecionar a opção CARGA (CHAVE C2);

3 – Pulsar o PULSADOR P1 (DISPARO).

Obs.: Repetir os itens B, C e D sempre que for esboçar uma nova curva.

ANEXO D – Curva características do SRCF medidas com o analisador IMS P600

2

P [kW]

2

Documents

TCC Fillipe e Gilberto Mod