AULA 16 - Eletricidade Básica - FIC

<<< Voltar para página principal do curso

CARGA HORÁRIA: 5 h

CARGA HORÁRIA TEÓRICA: 4 h CARGA HORÁRIA PRÁTICA: 1 h

METODOLOGIA

• Exposição dialogada dos conteúdos disponíveis, em projetor multimídia.
• Navegação assistida em outros sites e portais, de conteúdos relacionados.
• Montagens práticas e desenvolvimento em computador de aplicativos.
• Testes de verificação e validação.

COMPONENTES BÁSICOS DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

Um sistema fotovoltaico é constituído por:

• um bloco gerador,
• um bloco de condicionamento de potência e,
• opcionalmente, um bloco de armazenamento.

O bloco gerador contém:

• os arranjos fotovoltaicos, constituídos por módulos fotovoltaicos em diferentes associações,
• o cabeamento elétrico que os interliga e
• a estrutura de suporte.

O bloco de condicionamento de potência pode ter:

• conversores c.c.-c.c.,
• seguidor de ponto de potência máxima (SPPM1),
• inversores,
• controladores de carga (se houver armazenamento) e
• outros dispositivos de proteção, supervisão e controle.

Finalmente, o bloco de armazenamento é constituído por:

• acumuladores elétricos (baterias)
• e/ou outras formas de armazenamento.

Célula fotovoltaica

Unidade que converte a energia solar diretamente em energia elétrica.

As principais células fotovoltaicas têm, individualmente, uma tensão muito baixa, sendo da ordem de 0,5 a 0,8V, para as células de Silício.

Assim, para se obter níveis de tensão adequados, as células são conectadas em série, produzindo uma tensão resultante equivalente à soma das tensões individuais de cada célula.

Ao mesmo tempo, as células são muito frágeis e seu encapsulamento em placas rígidas ou flexíveis traz uma importante proteção mecânica e contra as intempéries.

Módulo fotovoltaico

É o conjunto de células fotovoltaicas interligadas eletricamente e encapsuladas. É composto por células fotovoltaicas conectadas para produzir tensão e corrente suficientes para a utilização prática da energia, ao mesmo tempo em que promove a proteção das células.

O módulo fotovoltaico é o componente unitário do gerador e, dependendo da associação e das características das células, pode ter diferentes valores para tensão e corrente nominal.

Módulos com tensão nominal de 12 V, com 36 células em série, são utilizados para carregar baterias e podem ser associados em série para sistemas de 24 V ou 48 V em corrente contínua.

Para outras aplicações, é comum encontrar módulos com tensões nominais diferentes, com maior ocorrência entre 30 V e 120 V.

Representação esquemática de um módulo fotovoltaico:

Também utilizada para representar um conjunto de módulos. O triângulo indica o polo positivo (+)

O número de células conectadas em um módulo e seu arranjo, que pode ser série e/ou paralelo, depende da tensão de utilização e da corrente elétrica desejadas. É importante ter cuidado com a seleção das células a serem reunidas no momento da fabricação do módulo, devido a suas características elétricas.

A incompatibilidade destas características leva a módulos de baixa qualidade, devido ao efeito de mismatch (descasamento), pelo qual as células de menor fotocorrente limitam o desempenho do conjunto e, em consequência, a eficiência global do módulo fotovoltaico é reduzida.

Tecnologias

STC (Standart Test Conditions)

A definição dos parâmetros elétricos de um módulo fotovoltaico é feita nas condições padrões de ensaio (STC, do inglês Standart Test Conditions), considerando:

• irradiância solar de 1.000 W/m² ,
• sob uma distribuição espectral padrão para AM 1,5, e
• temperatura de célula de 25^o C.

Parâmetros elétricos dos módulos

Quando um módulo está posicionado na direção do Sol, uma tensão pode ser medida entre os terminais positivo e negativo, usando-se um voltímetro. A tensão observada em um módulo desconectado é a tensão de circuito aberto (V_oc).

Por outro lado, ao conectar-se os terminais desse módulo a um amperímetro mede-se sua corrente de curto-circuito (I_sc).

Para medidas em campo e para não expor o técnico às altas correntes que o módulo gera, o melhor é utilizar um alicate amperímetro CC para a medida da corrente, uma vez que não há seccionamento do circuito:

Vídeo que explica como medir V_oc e I_sc

Um módulo também é identificado, geralmente, pela potência de pico (W_p), mas um conjunto de características compatíveis com a aplicação deve ser observado.

As principais características elétricas das células e módulos fotovoltaicos (medidas nas STC), independente da tecnologia e dos materiais são:

Vamos ver um pouco mais destes parâmetros no capítulo de Características Elétricas abaixo.

Eficiência

Registro do Inmetro

Os módulos comercializados no Brasil devem apresentar o registro do Inmetro e a etiqueta de modelo idêntico à etiqueta de controladores de carga apresentada na Figura abaixo, afixada no próprio produto.

Os ensaios a serem realizados são, em condições nominais, autoconsumo, eficiência, distorção harmônica, regulação da tensão e frequência e sobrecarga.

Em condições extremas, são realizados ensaios de proteção contra inversão de polaridade, proteção contra curto-circuito na saída, e eficiência, distorção harmônica, regulação da tensão e da frequência em ambiente a 40 ºC.

A classificação da qualidade dos módulos é dada pela tabela abaixo:

É importante lembrar que a eficiência do módulo normalmente não é considerada um fator importante no projeto de sistemas fotovoltaicos, exceto em casos nos quais a existe uma limitação da área disponível para instalação do painel fotovoltaico.

Associação de Módulos Fotovoltaicos

Os módulos podem ser conectados em ligações série e/ou paralelo, dependendo da corrente e tensão desejadas, para formar painéis fotovoltaicos com potência mais elevada.

Ao definir como serão associados os módulos, é necessário ter informações de como deverá ser a instalação e quais componentes serão utilizados, pois as tensões e correntes resultantes devem ter plena compatibilidade com esses componentes.

Módulos fotovoltaicos conectados em série

A conexão em série é feita do terminal positivo de um módulo ao terminal negativo de outro, e assim por diante.

As caixas de conexões na sua face posterior ou cabos pré-instalados facilitam esta conexão.

Deve-se utilizar cabos e conexões específicos para uso em sistemas fotovoltaicos, que são protegidos contra os efeitos da radiação e das intempéries.

De maneira análoga à conexão das células fotovoltaicas, quando a ligação dos módulos é série, as tensões são somadas e a corrente (para módulos iguais) não é afetada, ou seja:

 V = V1 + V2 + V3 ... + Vn

 I = I1 = I2 = I3 ... = In

O efeito da conexão em série de módulos idênticos está ilustrado na figura abaixo, através da curva característica I-V, para módulos de 220 Wp, com I_SC= 6,9A e V_OC= 43,4 V.

Curvas I-V para um módulo de 220 Wp, 2 módulos idênticos associados em série e 4 módulos idênticos associados em série

O conjunto resultante de 4 módulos em série terá potência de 880 Wp, ISC= 6,9 A e VOC = 173,6 V.

Exemplo 2:

Uma vez realizada a conexão série, as correntes que fluem por cada módulo são sempre iguais entre si, mas para que a corrente não seja afetada em relação à corrente de um módulo individual, consideram-se módulos idênticos, sob as mesmas condições de radiação e temperatura.

Caso haja uma dispersão de características elétricas ou um sombreamento parcial, a corrente do conjunto conectado em série é limitada pelo módulo com a menor corrente individual.

Módulos fotovoltaicos conectados em paralelo

A conexão em paralelo é feita unindo-se os terminais positivos de todos os módulos entre si e procedendo-se da mesma forma com os terminais negativos.

Esta conexão resulta na soma das correntes sem alteração da tensão, ou seja:

 I = I1 + I2 + I3 ... + In

 V = V1 = V2 = V3 ... = Vn

A Figura abaixo ilustra o efeito da soma das correntes em módulos idênticos conectados em paralelo, através da curva característica I-V.

Curvas I-V para a conexão em paralelo dos mesmos módulos fotovoltaicos

No exemplo, cada módulo de 220 Wp tem I_SC= 6,9A e V_OC = 43,4 V. O conjunto resultante de 4 módulos em paralelo tem potência de 880 Wp, I_SC= 27,6 A e V_OC = 43,4 V.

Exemplo 2:

Arranjo fotovoltaico

Existem também as ligações mistas, chamadas de Arranjos:

Normalmente a associação elétrica dos módulos é realizada em um quadro elétrico, denominado Caixa de Junção.

Efeitos de sombreamento

Como já mencionado anteriormente, os módulos de c-Si contêm células fotovoltaicas associadas em série.

Quando uma ou mais destas células recebe menos radiação solar do que as outras da mesma associação, sua corrente vai limitar a corrente de todo o conjunto série.

Esta redução de radiação incidente pode ocorrer por um sombreamento parcial do módulo, depósito de sujeira sobre o vidro, ou algo que tenha caído sobre o módulo, dentre outras possibilidades.

TIPOS DE SOMBREAMENTO

Existem vários tipos de sombreamento que são classificados em:

Sombreamento temporário:

• Quedas de folhas;
• Excrementos de pássaros;
• Poluição;
• Nuvens;
• Acúmulo de poeira;
• E em alguns países, neve.

Sombreamento permanente:

• Edificações e estruturas próximas ao sistema;
• Vegetações no entorno;
• Antenas;
• Postes.
• Sombreamento de edifícios:
• Geometria;
• Localização do edifício;
• Elementos arquitetônicos.

Sombreamento do próprio sistema:

• Quando a sombra de um módulo se sobrepõe a outro módulo.

Sombreamento direto:

Fonte do sombreamento próxima do sistema fotovoltaico, será mais escura e consequentemente trará mais perdas.

Quanto maior o sombreamento no sistema maior as perdas e dependendo da gravidade dele, essas perdas podem chegar em 75% ou afetar a produção inteira.

O efeito de redução de corrente no conjunto de células do módulo acaba sendo propagado para todos os módulos conectados em série.

Pontos quentes

Além da perda de potência no gerador fotovoltaico, há o risco de danos ao módulo parcialmente sombreado , uma vez que a potência elétrica gerada que não está sendo entregue ao consumo é dissipada no módulo afetado, às vezes sobre apenas uma de suas células.

Neste caso pode ocorrer o fenômeno conhecido como “ponto quente” (por vezes referenciado no Brasil pelo termo inglês hotspot), que produz intenso calor sobre a célula afetada, com ruptura do vidro e fusão de polímeros e metais.

A Figura abaixo mostra o efeito do sombreamento sobre apenas uma das células de um dos 4 módulos conectados em série.

Ao cobrir a metade de uma das células, a corrente daquele módulo é reduzida pela metade. Como consequência, a corrente de todos os módulos no conjunto em série também é reduzida.

Diodo de desvio (by-pass)

Para evitar a ocorrência de “pontos quentes”, os módulos são normalmente protegidos com diodos de desvio (by-pass), que oferecem um caminho alternativo para a corrente e, assim, limitam a dissipação de potência no conjunto de células sombreadas.

Os diodos de by-pass são componentes eletrônicos capazes de deixar a corrente fluir em uma direção, enquanto a bloqueiam na direção afetada, ou seja ele impede que a corrente reversa do sombreamento aconteça, isolando toda a circulação das células que estão atuando.

A Figura abaixo auxilia na compreensão da operação de um diodo de desvio.

Esses diodos são algumas vezes também denominados “de derivação”, “de passagem”, ou “de passo”.

Operação de um diodo de desvio

Isso reduz simultaneamente a perda de energia e o risco de dano irreversível das células afetadas, o que inutilizaria o módulo.

Os módulos normalmente já incluem, na sua maioria, em sua traseira uma caixa preta, de onde saem os terminais + e -, chamada de caixa de conexão.

Os diodos de desvio são geralmente inseridos nas caixas de conexões dos módulos e conectados em antiparalelo com um conjunto de células em série, entre 15 e 30 células para cada diodo.

O diagrama apresentado na Figura abaixo mostra como são conectados estes diodos em um módulo com 36 células em série e um diodo de desvio a cada 18 células.

Na figura, os círculos representam as células fotovoltaicas, apesar de estas serem mais comumente encontradas atualmente em formato quadrado.

Diagrama mostrando a ligação de diodos de desvio nos módulos fotovoltaicos

Mas, qual a vantagem?

Digamos que um módulo possua 60 células (para facilitar), são 6 colunas, ou strings, cada uma com 10 células, certo?

Se apenas uma célula estiver sombreada (inteira), as 20 células (do módulo de 60 células) serão afetadas.

Ou seja, o módulo perderá energia na faixa de 33%.

Se 4 fileiras estiverem sombreadas, 2 diodos vão desviar a corrente e o 3º, onde as células estão livres de sombreamento, produzirá normalmente.

São 33,3% de geração e 66,6% de perdas.

Quando uma célula é sombreada por uma árvore ou nuvem por exemplo, sua corrente diminui e é justamente essa corrente que vai determinar a potência de operação de todas as outras células, pois o inversor faz o nivelamento para baixo da potência entregue pelos módulos, trabalho esse realizado em cada MPPT do inversor.

O diodo de desvio deve suportar, em operação permanente, a mesma corrente das células.

A proteção ocorre porque, com o diodo de desvio, a máxima potência dissipada sobre uma das células seria a potência do conjunto que o diodo envolve.

MPPTs e as sombras

As MPPTs, do inglês Maximum Power Point Tracking (Rastreador/Seguidor do Ponto de Potência Máxima) são uma característica do inversor que faz com que ele rastreie constantemente a mudança do ponto de maior potência em comum, de um arranjo fotovoltaico.

Quando um inversor possui mais de um MPPT, cada rastreador age como se fosse um inversor diferente dentro do mesmo inversor, por isso um inversor que tem apenas uma MPPT é não é recomendado caso tenha sombreamento, pois todos os módulos do sistema estarão conectados no mesmo MPPT.

Os módulos fotovoltaicos conectados no mesmo MPPT devem ter as mesmas características pois a corrente é forçada a ser igual em todos os módulos em série (no caso de paralelo, a tensão fica igual), nivelando pela menor potência do arranjo.

Sendo assim, sempre leve em consideração as seguintes orientações:

– Usar sempre o mesmo número de módulos nas MPPT, orientação e inclinação dos módulos conectados na mesma MPPT;

– MPPTs diferentes podem ter características diferentes nas suas configurações de arranjo;

– Você pode trabalhar de acordo com a disponibilidade do seu ambiente, desde que, respeite os limites de tensão e corrente do inversor para cada entrada e MPPT;

– Sempre leia a ficha técnica do inversor.

Half-cells e o sombreamento

Células solares half-cell são essencialmente as mesmas células solares de silício - exceto que foram cortadas ao meio com um cortador a laser.

Isso significa que, em vez das 60 células usuais encontradas em um painel solar convencional, um com células meio cortadas teria 120.

Células half-cell podem melhorar o desempenho do painel solar aumentando a eficiência, aumentando assim a produção de energia, das seguintes maneiras:

Redução da perda resistiva

No processo de conversão da luz solar em eletricidade, o transporte de corrente elétrica nas células solares tradicionais leva a um certo grau de perda de energia.

A corrente nas células solares é transportada através de finas fitas de metal que cruzam sua superfície e as conectam aos fios e células vizinhos.

Ao reduzir pela metade cada célula solar, a geração atual por célula também é reduzida pela metade.

A quantidade reduzida de corrente que flui dentro do painel solar também reduz as perdas resistivas.

Melhor desempenho com pouca luz

Os painéis solares fotovoltaicos de célula half-cell não são tão afetados pela sombra ou condições de pouca luz, quanto os painéis solares convencionais.

Isso se deve principalmente a uma sutil diferença.

Como os painéis solares fotovoltaicos de células half-cell têm o dobro do número de células, também há o dobro do número de linhas de células.

Portanto, se uma única fileira de células semi-cortadas ficar presa na sombra, o painel solar perderá menos energia, já que apenas um sexto da saída de energia do painel combinado é afetado.

Além de tudo isto, devido à sua estrutura mais compacta, as células half-cell são menos propensas a microfissuras, que começam a se formar com o tempo devido à exposição prolongada a condições climáticas extremas, como neve, granizo, sol, vento e frio intenso.

Diodo de bloqueio

O diodo de bloqueio é outro componente de proteção usado em conexões de módulos ou conjuntos série de módulos em paralelo, e tem a função de impedir o fluxo de corrente de um conjunto série, ou string, com tensão maior para um com tensão menor.

Em sistemas que utilizam armazenamento, o diodo de bloqueio também pode ser utilizado para impedir descargas noturnas das baterias, pois à noite os módulos podem conduzir uma corrente reversa, que, apesar de pequena, contribui para a descarga das baterias.

A Figura acima apresenta o diagrama de um arranjo com 7 módulos formando um conjunto série e 4 destes conjuntos conectados em paralelo. Para cada conjunto série instala-se um diodo de bloqueio. Cada diodo deve suportar pelo menos a corrente de curto-circuito produzida por um módulo e também suportar uma tensão reversa de pelo menos duas vezes a tensão de circuito aberto de todo o arranjo.

A Figura abaixo mostra a aplicação do diodo de bloqueio usado em um sistema com armazenamento.

Vídeo elucidativo sobre corrente reversa em strings

Fusíveis de proteção da série fotovoltaica

O fusível fotovoltaico é um componente de proteção que tem a função de proteger a série fotovoltaica (em inglês, string) do fluxo de corrente reversa de um conjunto série com tensão maior para um com tensão menor.

Deve ser dimensionado para correntes menores que a corrente reversa suportável pelo módulo.

Ao longo dos anos, vem se observando que os diodos de bloqueio apresentam alto índice de falhas, prejudicando o desempenho do sistema. O fusível fotovoltaico é, então, um componente de proteção que pode substituir o diodo de bloqueio.

Os fusíveis devem ser colocados na saída de cada série, ou string, tanto no pólo positivo quanto no pólo negativo.

O fusível deve ser do tipo para corrente contínua, de preferência do tipo gPV (conforme IEC 60269- 6), que é apropriado para operação em sistemas fotovoltaicos pois apresenta alta durabilidade.

A abaixo apresenta o diagrama de um arranjo com 4 séries fotovoltaicas conectadas em paralelo. Para cada conjunto série instalam-se dois fusíveis fotovoltaicos, um em cada polaridade.

Diagrama com 4 séries fotovoltaicas que utilizam fusíveis fotovoltaicos de proteção

este ponto na curva de potência corresponde um ponto na curva de corrente, com valores de tensão e corrente específicos, que são denominadas, respectivamente, de tensão e corrente de máxima potência (VMP,IMP). Este ponto é conhecido como o ponto de máxima potência PMP. O ponto de máxima potência corresponde, então, ao produto da tensão de máxima potência (VMP) e corrente de máxima potência (IMP). Os valores PMP, VMP, IMP, Voc e Isc são os cinco parâmetros que especificam o módulo sob dadas condições de radiação, temperatura de operação de célula e massa de ar. De forma similar ao mostrado para a célula fotovoltaica, o fator de forma (FF) do módulo é a grandeza que expressa quanto a sua curva característica se aproxima de um retângulo no diagrama I-V. Quanto melhor a qualidade das células no módulo, mais próxima da forma retangular será sua curva IV. A definição do FF é apresentada na Figura 4.2. A área hachurada simples corresponde ao produto Voc x Isc, valor sempre acima da potência que o módulo pode alcançar. A área duplamente hachurada representa o produto VMP x IMP, ou seja PMP, a potência máxima do módulo. Como mostrado no Capítulo 3, a relação entre as áreas é o valor de FF. 147 Figura 4.2 – Definição do fator de forma. Da mesma forma que para as células fotovoltaicas, a eficiência (η) dos módulos é obtida através da relação entre a potência elétrica máxima gerada e a irradiância solar. Quando este número é determinado nas condições-padrão de ensaio, a irradiância é de G = 1.000 W/m2

e a potência luminosa

incidente no módulo pode ser calculada multiplicando-se este valor pela área do módulo (AM). A Equação 4.1 apresenta o cálculo da eficiência do módulo, que é idêntica à Equação 3.10 para a célula. No caso do módulo, entretanto, pelas normas técnicas a área inclui a moldura metálica e qualquer parte construtiva do módulo.

(4.1) 4.1.3 – Fatores que afetam as características elétricas dos módulos De maneira semelhante ao que ocorre com as células fotovoltaicas, o desempenho dos módulos fotovoltaicos é fundamentalmente influenciado pela irradiância solar e pela temperatura das células. 4.1.3.1 – Efeito da irradiância solar A corrente elétrica gerada pelo módulo aumenta com o aumento da irradiância solar. A corrente de curto-circuito tem um aumento linear com a irradiância, como mostra a Figura 4.3. 148 Figura 4.3 – Efeito causado pela variação da irradiância solar sobre a curva característica I-V para um módulo fotovoltaico de 36 células de silício cristalino (c-Si) a 25°C. 4.1.3.2 – Efeito da temperatura A incidência de radiação solar e a variação da temperatura ambiente implicam em uma variação de temperatura nas células que compõem os módulos. A Figura 4.4 mostra curvas I-V para diversas temperaturas de célula, deixando evidente que há uma queda de tensão importante com o aumento da temperatura da célula. A corrente sofre uma elevação muito pequena que não compensa a perda causada pela diminuição da tensão. Para representar o efeito da temperatura nas características dos módulos utilizam-se os coeficientes de temperatura definidos na sequência. 0 5 10 15 20 25 Tensão (V) 0 2 4 6 8 Corrente (A) G = 1.000 W/m² G = 800 W/m² G = 600 W/m² G = 400 W/m² G = 200 W/m² 149 Figura 4.4 – Efeito causado pela variação da temperatura das células sobre a curva característica I-V para um módulo fotovoltaico de 36 células de silício cristalino (c-Si) sob irradiância de 1.000 W/m2 . Coeficiente () de variação da tensão de circuito aberto (Voc) com a temperatura: 

(4.2a)

Onde VOC é a variação da tensão de circuito aberto para uma variação de temperatura de célula T. O cálculo do Voc em determinada temperatura, com o uso do coeficiente β é feito por meio da equação abaixo (os demais coeficientes – α e γ - são usados de forma análoga).

(4.2b)

Este coeficiente  é negativo e, para os módulos c-Si, um valor típico é de -2,3 mV/célula.°C ou -0,37%/°C, enquanto que para os de a-Si é de -2,8 mV/célula.°C ou -0,32%/°C2 . Alguns fabricantes também informam o coeficiente de temperatura específico para a VMP, que pode ser denominado βVMP, e que é geralmente maior do que o β para o Voc. Coeficiente () de variação da corrente de curto-circuito com a temperatura: 

(4.3)

2

Os valores reais dos coeficientes de temperatura devem ser obtidos junto ao fabricante no módulo. Os módulos de a-Si de

diferentes fabricantes apresentam variações significativas nos coeficientes de temperatura. 0 10 20 30 Tensão (V) 0 2 4 6 8 Corrente (A) 25°C 35°C 45°C 55°C 65°C 75°C 150 onde ISC é a variação da corrente de curto-circuito (Isc) para uma variação de temperatura de célula T, sendo, este coeficiente aplicado a uma equação idêntica à 4.2b. Este coeficiente  é positivo, e um valor típico para o c-Si é de +0,004 mA/cm2 .°C ou +0,01%/°C, e para o a-Si pode atingir +0,013 mA/cm2 .°C ou +0,1%/°C. Coeficiente () de variação da potência máxima (potência de pico) do módulo com a temperatura: 

(4.4) Onde PMP é a variação da potência máxima do módulo para uma variação de temperatura de célula T, também usado em uma equação idêntica à 4.2b. Este coeficiente  é negativo e os valores típicos são de -0,5%/°C para módulos de c-Si e -0,3%/°C para módulos de a-Si. A definição do ponto de máxima potência PMP permite escrever a expressão abaixo, que visa obter sua variação com a temperatura, a partir das variações de IMP e VMP. Para isso, considera-se que o coeficiente de temperatura (α) para a Isc e para a IMP são idênticos, e que o coeficiente de temperatura da VMP é βVMP. Os coeficientes devem estar expressos em porcentagem.

Desenvolvendo a expressão, e desprezando o termo de segunda ordem, obtém-se:

Assim, pode-se então escrever a Equação 4.53 , que relaciona de forma aproximada os coeficientes de temperatura da célula fotovoltaica, e que permite, caso este não seja fornecido pelo fabricante, obter o coeficiente βVMP a partir dos que são geralmente fornecidos, que são α e γ.

(4.5)

Alguns autores aproximam o βVMP diretamente pelo γ, uma vez que α é muito menor do que os demais. Os valores desses coeficientes variam em função da tecnologia da célula. É comum encontrar referência sobre os coeficientes de temperatura nas folhas de dados técnicos fornecidas pelos fabricantes dos módulos. Quanto menores os coeficientes β e γ, menor é a perda de potência do módulo devida à temperatura.

3

Na Equação 4.5, deve-se levar em conta os sinais dos coeficientes: α é positivo, enquanto que βVMP e γ são negativos.

151 Os módulos de a-Si apresentam uma menor influência da temperatura na potência de pico, embora também sofram redução no seu desempenho. Além disso, módulos de a-Si de diferentes fabricantes apresentam diferenças significativas nos coeficientes de temperatura. Para um cálculo simplificado da temperatura de operação de um módulo fotovoltaico em determinadas condições ambientais pode-se utilizar a seguinte Equação 4.6. Tmod = Tamb + Kt x G (4.6) Onde: Tmod (°C) – temperatura do módulo; Tamb (°C) – temperatura ambiente; G (W/m2 ) – irradiância incidente sobre o módulo; Kt(°C/W.m-2) – coeficiente térmico para o módulo, podendo ser adotado o valor padrão de 0,03, se não for conhecido. Supondo-se, a título de exemplo numérico, um módulo de c-Si sob uma temperatura ambiente de 30°C e sob uma irradiância de 1000 W/m2 , teríamos, pela Eq. 4.5, uma temperatura de operação de 60°C. Supondo que se trate de um módulo de c-Si com PMP-stc de 250 Wp e que seu coeficiente  seja de-0,5%/°C, ele teria então uma potência de pico de ~206Wp nestas condições, o que corresponde a uma perda de cerca de 17,5%. Supondo ainda uma Isc-stc de 8,79 A e um coeficiente α de 0,06%/°C, teríamos uma Isc de 8,88 A. Considerando também uma Voc-stc de 38,4 V (60 células) e um coeficiente β de -0,33%/C, o Voc seria então de 33,9 V. 4.1.3.3 – Temperatura nominal de operação Uma vez que as condições-padrão de ensaio (STC) não representam, na maioria dos casos, condições operacionais reais, as normas definem uma temperatura nominal para a operação das células nos módulos, na qual as características elétricas podem se aproximar mais das características efetivas verificadas em campo. Cada módulo tem uma temperatura nominal para suas células, que é obtida quando o módulo é exposto em circuito aberto a uma irradiância de 800 W/m2

em um ambiente com

temperatura do ar a 20°C e sofrendo ação de vento incidindo com velocidade de 1 m/s. Esta temperatura também é muitas vezes encontrada nas folhas de dados técnicos dos módulos, normalmente identificada pela sigla NOCT (Nominal Operating Cell Temperature) e geralmente está entre 40 e 50°C. A NOCT está ligada às propriedades térmicas e ópticas nos materiais empregados na construção do módulo. Supondo módulos de mesmos coeficientes de temperatura (α, β e γ), aquele que tiver a menor NOCT terá o melhor desempenho em campo, pois terá menos perdas relacionadas à temperatura. 152 A partir da NOCT informada pelo fabricante, pode-se calcular, com auxílio da Equação 4.7, o coeficiente Kt do módulo, usado na Equação 4.6.

(4.7)

Onde: Kt(°C/W.m-2) – coeficiente térmico para o módulo; NOCT(°C) – Nominal Operating Cell Temperature do módulo; 20(°C) – temperatura ambiente definida para medida da NOCT; 800 (W/m2 ) – irradiância definida para a medida da NOCT;

Caixa de conexões

Na parte posterior dos módulos normalmente há uma caixa de conexões, onde são abrigados os diodos de desvio (by-pass), apresentados posteriormente no item 4.2.4, e as conexões dos conjuntos de células em série. A Figura 4.6 mostra um exemplo do interior de uma caixa de conexões de um módulo de 60 células e um diagrama mostrando a posição dos diodos de desvio. Neste módulo, cada diodo de desvio está conectado a 20 células em série. Alguns módulos não têm caixa de conexões ou ela não é acessível, saindo os cabos diretamente do módulo laminado ou de uma caixa lacrada. Figura 4.6 – Caixa de conexões (esquerda) e diagrama de ligações (direita) de um módulo de 240 Wp, com 60 células em série (20 para cada diodo), onde VOC = 36,9 V. 155

Terminais

Os cabos terminais dos módulos fotovoltaicos devem ter isolamento adequado para a máxima tensão do sistema e ser capazes de suportaras intempéries.

Módulos modernos, desenvolvidos para aplicações conectadas à rede, são fornecidos com cabos pré-instalados, com comprimento suficiente para a sua conexão série com outro módulo igual em um arranjo fotovoltaico. Geralmente os cabos são providos de um sistema de engate rápido, para facilitar a tarefa de instalação e garantir a boa qualidade da conexão.

A Figura 4.7 mostra um exemplo de conectores de engate rápido. Esses conectores devem possuir grau de proteção4

IP 67 ou superior e não devem ser

posicionados em canaletas ou dutos que possam acumular água. Os cabos não devem ficar soltos e sujeitos à ação do vento, e sim presos à estrutura do painel fotovoltaico por meio de abraçadeiras apropriadas. Figura 4.7 – Conectores de engate rápido MC4 para conexão série de módulos fotovoltaicos. 4.1.7 – Módulos fotovoltaicos com microinversores integrados O módulo fotovoltaico c.a. é constituído por um conjunto integrado módulo/inversor, cujos terminais de interface são unicamente c.a., sem acesso ao lado c.c. Podem ser conectados em paralelo para aumento da potência e são direcionados a instalações de pequeno porte (mini e microgeração distribuída). Normalmente os módulos c.a. são mais caros que os convencionais. No final de 2013, o custo do módulo c.a. era US$ 0,40/Wp superior ao do módulo convencional, mas em compensação o custo comercial do sistema como um todo era reduzido em US$ 0,20/Wp. No Brasil, porém, este tipo de tecnologia ainda encontra utilização incipiente, e as normas técnicas nacionais não se aplicam a este tipo de equipamento.

4Grau de proteção apresentado na norma NBR IEC 60529:"Graus de proteção para invólucros de equipamentos elétricos (códigos IP). 156

Inversores

Um inversor é um dispositivo eletrônico que fornece energia elétrica em corrente alternada (c.a.) a partir de uma fonte de energia elétrica em corrente contínua (c.c.). A energia c.c. pode ser proveniente, por exemplo, de baterias, células a combustível ou módulos fotovoltaicos. A tensão c.a. de saída deve ter amplitude, frequência e conteúdo harmônico adequados às cargas a serem alimentadas. Adicionalmente, no caso de sistemas conectados à rede elétrica a tensão de saída do inversor deve ser sincronizada com a tensão da rede. 216 Existe uma diversidade grande de tipos de inversores em função das peculiaridades de suas aplicações. Muitas vezes eles fazem parte de equipamentos maiores, como no caso de UPS (no-breaks) e acionamentos eletrônicos para motores de indução. No caso de sistemas fotovoltaicos, os inversores podem ser divididos em duas categorias com relação ao tipo de aplicação: SFIs e SFCRs. Embora os inversores para SFCRs compartilhem os mesmos princípios gerais de funcionamento que os inversores para SFIs, eles possuem características específicas para atender às exigências das concessionárias de distribuição em termos de segurança e qualidade da energia injetada na rede. De modo geral, inversores para conexão à rede com potências individuais de até cerca de 5kW têm saída monofásica.A partir dessa potência é mais comum a utilização de inversores com saída trifásica, ou inversores monofásicos em associação trifásica. Os inversores modernos utilizam chaves eletrônicas de estado sólido e o seu desenvolvimento está diretamente ligado à evolução da eletrônica de potência, tanto em termos de componentes (especialmente semicondutores) quanto das topologias de seus circuitos de potência e controle. Enquanto os primeiros inversores para uso em sistemas fotovoltaicos eram meras adaptações de circuitos já existentes, os circuitos mais modernos são desenvolvidos levando em conta a complexidade e as exigências de sua aplicação específica. Desta forma, no decorrer de poucas décadas, as topologias foram sendo otimizadas e os custos de fabricação reduzidos, enquanto que as eficiências de conversão evoluíram até chegar a valores próximos a 99 % em alguns inversores para conexão à rede elétrica. 4.6.1 – Classificação dos inversores Dependendo do princípio de operação, os inversores podem ser divididos em dois grandes grupos: comutados pela rede (comutação natural) e autocomutados (comutação forçada). A Figura 4.28 mostra uma classificação dos inversores por princípio de operação. 217 Figura 4.28 – Tipos de inversores classificados de acordo com o princípio de funcionamento. 4.6.1.1 – Dispositivos semicondutores utilizados em inversores Os inversores são construídos com auxílio de dispositivos semicondutores de potência, que constituem chaves eletrônicas controláveis, podendo ser colocados em estado de condução ou de bloqueio por meio de um sinal de controle, e permitem assim a conversão de tensão cc para ca e viceversa. Uma chave ideal teria as seguintes características:  bloqueia elevadas tensões diretas e reversas, com corrente de fuga desprezível;  conduz elevadas corrente, com queda de tensão desprezível (baixa resistência);  chaveia (mudado estado de condução para bloqueio, ou vice-versa) instantaneamente;  necessita de baixíssima potência para o sinal de controle; Obviamente, as chaves reais disponíveis apenas se aproximam destas características, e a pesquisa de novos dispositivos semicondutores é contínua. Os dispositivos que vem sendo utilizados em inversores são aqueles apresentados na Figura 4.29, enquanto que suas principais características são descritas na Tabela 4.13. Algumas vezes os componentes SCR, TRIAC e GTO são genericamente denominados de tiristores, enquanto que os demais (BJT, MOSFET e IGBT) são sempre chamados de transistores. 218 Figura 4.29– Símbolos de componentes utilizados em inversores (A – anodo; K – catodo; G – gate; B- base, C – coletor; E – emissor; D – dreno; S – fonte). Tabela 4.13 – Características de dispositivos semicondutores de chaveamento. Características de dispositivos semicondutores de chaveamento SCR – silicon controlled rectifier  Permite a passagem de corrente num só sentido (do anodo para o catodo);  O momento do disparo é controlado por um pulso de corrente no terminal gate;  O bloqueio não é controlado e ocorre naturalmente quando a polaridade é invertida ou a corrente atinge um determinado valor mínimo (comutação natural, após o disparo o SCR se comporta como um diodo);  A potência consumida no circuito de controle é baixa; TRIAC – triode for alternating current  É o único que permite a passagem de corrente nos dois sentidos (nos demais para isso é necessária uma associação em anti-paralelo);  O momento do disparo é controlado por um pulso de corrente no terminal gate (o pulso pode ser positivo ou negativo);  O bloqueio é idêntico ao do SCR; 219 Tabela 4.13 – Características de dispositivos semicondutores de chaveamento (continuação). Características de dispositivos semicondutores de chaveamento GTO – gate turn-off thyristor  Permite a passagem de corrente num só sentido (do anodo para o catodo);  O momento do disparo é controlado por um pulso positivo de corrente no terminal gate;  O bloqueio pode ser controlado por um pulso negativo (corrente elevada, podendo chegar a ⅓ da corrente conduzida) de corrente no terminal gate; BJT – bipolar junction transistor  Permite a passagem de corrente num só sentido, do coletor para o emissor, para transistores do tipo npn;  O estado de condução é controlado pela aplicação de uma corrente no terminal base;  A corrente de base chega a 10-15% da corrente no coletor, e deve ser mantida para que o BJT continue conduzindo (estado de saturação), ao contrário dos tiristores, que necessitam apenas de um pulso de corrente;  A potência consumida no circuito de controle é significativa;  O bloqueio (estado de corte) ocorre quando a corrente de base é retirada;  As perdas de comutação são consideradas médias, mas as perdas em condução são baixas. MOSFET – metal oxide semiconductor field effect transistor  Permite a passagem de corrente num só sentido, do dreno para a fonte, para transistores do tipo canal n;  O estado de condução é controlado pela aplicação de uma tensão no terminal gate;  Apresenta menores tempos de comutação do que o BJT e pode ser chaveado em alta frequência;  Tem perdas de comutação muito baixas, mas perdas em condução significativas;  A potência consumida no circuito de controle é pequena. IGBT – insulated gate bipolar transistor  Permite a passagem de corrente num só sentido, do coletor para o emissor para transistores do tipo npn;  O estado de condução é controlado pela aplicação de uma tensão no terminal gate;  Pode ser chaveado em alta frequência, com perdas de comutação reduzidas;  A potência consumida no circuito de controle é pequena;  Tem baixas perdas em condução;  Combina características do BJT e do MOSFET. As perdas em condução e na comutação são os principais fatores que determinam a eficiência do inversor, por isso é importante compreendê-las. Tais perdas para um dispositivo semicondutor genérico podem ser visualizadas na Figura 4.30, e são explicadas no texto que se segue. 220 Figura 4.30–(a) Formas de onda de tensão (V) e corrente (I) sobre um dispositivo semicondutor em chaveamento e condução, e (b) potência dissipada em um dispositivo semicondutor em chaveamento e condução (adaptado de PROCEL, 2004). Bloqueio – nos períodos (t<t1 e t>t6) em que a chave está bloqueada e submetida a determinado nível de tensão, geralmente a corrente de fuga é desprezível (I=0) para esta tensão V, e, portanto, não há perdas no semicondutor. Comutação – no momento (t=t1) em que o dispositivo recebe o comando para entrar em condução, a corrente começa a subir até atingir seu valor máximo (t=t2), quando então a tensão começa a cair até atingir seu valor mínimo (t=t3). Neste processo, ocorrem as perdas por comutação, resultantes da tensão e da corrente sobre o dispositivo (V x I).No momento (t=t4) em que a chave recebe o comando para entrar no estado de bloqueio, ocorre a sequência inversa de eventos, aparecendo novamente as perdas por comutação, até que a tensão sobre ela volte ao seu valor inicial (V) e a corrente se anule (t=t6). Condução – no período em que o dispositivo está em condução (t3<t<t4) também ocorrem perdas, pois ele está submetido a tensão e corrente, mas com potência reduzida. A energia total dissipada no semicondutor durante o ciclo descrito corresponde à área hachurada (cinza) na Figura 4.30 (b). 221 4.6.1.2 – Inversores comutados pela rede (para SFCR) Os primeiros inversores utilizavam tiristores (SCR, TRIAC) como elementos de chaveamento, que são dispositivos semicondutores. capazes de suportar altas tensões e correntes. Conforme já vimos, uma vez em condução, o dispositivo só é levado ao corte quando a corrente que flui através dele for inferior à chamada corrente de manutenção de condução, ou quando houver uma inversão de polaridade entre anodo e catodo. Como a troca do estado de condução para o estado de corte é controlada pelo circuito de potência, os inversores a tiristor são chamados inversores de comutação natural ou inversores comutados pela rede. Apesar de robustos e simples, sua baixa qualidade de tensão e corrente de saída (devido à alta quantidade de harmônicos) requer o uso de redes de filtragem complexas, onerosas e que implicam e perdas. Com o surgimento de novos dispositivos de chaveamento (MOSFET, IGBT), a utilização de inversores a tiristor foi sendo reduzida e é hoje restrita a unidades de potência elevada (acima de 100 kW) e acionadores (drivers) de motores elétricos de grande porte. 4.6.1.3 – Inversores autocomutados Nos inversores autocomutados os elementos de chaveamento são semicondutores que podem ser postos em estado de condução ou de corte em qualquer instante do ciclo, através de um terminal de controle. Dependendo da velocidade de chaveamento e dos níveis de potência e tensão, são utilizados IGBTs ou MOSFETs nos inversores. Estes dispositivos operam com a estratégia de controle de modulação por largura de pulso (PWM), o que permite um bom controle sobre a forma de onda e o valor da tensão de saída. Os inversores autocomutados podem ser do tipo fonte de corrente (CSI – current source inverter) ou fonte de tensão (VSI – voltage source inverter). Na configuração fonte de tensão, a mais empregada em sistemas de conversão fotovoltaica, o controle pode ser feito tanto por tensão quanto por corrente, dependendo da grandeza de saída utilizada como referência. Devido à sua estabilidade diante de perturbações na rede e à facilidade no controle do fator de potência, o controle por corrente é adotado na maioria dos modelos para SFCRs, enquanto que o controle por tensão é utilizado principalmente em inversores para SFIs. Os inversores podem ter um ou dois estágios, como representado na Figura 4.31. Os inversores de um estágio têm por principal característica a robustez e a alta eficiência, devido ao reduzido número de componentes. Por outro lado, no caso de um inversor sem transformador, a tensão c.c. de entrada deve ter um valor mínimo relativamente elevado, equivalente ao valor de pico da tensão c.a. da rede elétrica ou o dobro desta, dependendo da configuração da ponte inversora. A inclusão opcional de um transformador de alta frequência cria um isolamento galvânico entre os lados de corrente contínua e alternada. 222 (a) (b) Figura 4.31 – (a) Inversor de um estágio e (b) inversor de dois estágios. A Figura 4.32 detalha um exemplo de diagrama em blocos de um inversor de dois estágios. A figura mostra que, quando se trata de um inversor para SFI, a entrada cc é proveniente de um banco de baterias, enquanto que no caso de um inversor para SFCR, a entrada cc provém diretamente de um painel fotovoltaico. O estágio conversor c.c.-c.c. gera uma tensão adequada no elo cc interno (link cc) do inversor. No caso do inversor para SFCR, o conversor c.c.-c.c. normalmente efetua SPPM na entrada proveniente do painel fotovoltaico, enquanto que no caso do inversor para SFI, o estágio conversor c.c.-c.c. é apenas um elevador de tensão. O elo c.c. interno é um capacitor eletrolítico que tem as funções de armazenamento de energia e filtragem. O estágio conversor c.c.-c.a. é descrito em detalhes no item 4.6.2 a seguir. O indutor na saída c.a. serve como elemento de filtro, e, no caso de inversor para SFCR, também tem a função de acoplamento à rede elétrica. Conforme mostra a Figura 4.32, o inversor para SFI alimenta diretamente as cargas elétricas c.a. existentes no sistema isolado, enquanto que o inversor para SFCR é conectado à rede elétrica da distribuidora local. Para inversores de potências nominais até dezenas de kW, a saída c.a. é geralmente em baixa tensão (127Vca ou 220Vca), sendo que para potências da ordem de unidades kW é monofásica enquanto que para potências superiores é trifásica. 223 Figura 4.32 – Inversor de dois estágios (adaptado de FILHO, 2012). 4.6.2 –Princípio de funcionamento dos conversores c.c.-c.a. A Figura 4.33(a) apresenta o esquema do conversor cc-ca de meia ponte (half bridge) para um inversor monofásico. As chaves S1 e S2 são representadas genericamente e podem, em princípio, ser qualquer um dos dispositivos semicondutores apresentados na Figura 4.29, associado ao correspondente circuito de controle. Neste circuito, a inversão da polaridade do sinal é obtida pelo acionamento alternado das chaves S1 e S2 numa frequência fixa, que pode ser a frequência de rede elétrica (60 Hz). Como resultado, tem-se uma tensão alternada aplicada sobre a carga. A forma do sinal de saída deste tipo de conversor é uma onda quadrada, variando de -VCC/2 a VCC/2e m 60 Hz. 224 (a) (b) Figura 4.33 – Inversor de (a) meia ponte e (b) ponte completa monofásica. Se em vez de duas, forem utilizadas quatro chaves, na topologia de circuito representada na Figura 4.33(b), tem-se então um conversor c.c.-c.a. de ponte completa (full bridge) para um inversor monofásico. Esta topologia de circuito é também conhecida em inglês como H bridge inverter, numa referência à disposição dos componentes no circuito, com as duas “pernas” do H unidas pela carga. Para uma mesma tensão de entrada, o conversor de onda completa produz uma saída com o dobro da amplitude do conversor de meia ponte, variando de -VCC a +VCC (Figura 4.33 b). Esta topologia permite diversas estratégias de funcionamento, dependendo da forma de acionamento das chaves. A tensão Vcc, representada na Figura 4.33 para alimentação do conversor c.c.-c.a., corresponde na verdade ao elo de corrente contínua (link cc) do inversor. Se as chaves forem acionadas (postas em condução) aos pares de forma alternada e sincronizada (S1 e S4, S2 e S3) em uma dada freqüência (60 Hz), o sinal de tensão resultante na saída do conversor será outra vez uma onda quadrada, como a mostrada na Figura 4.34(a). Apesar de ter como vantagem a simplicidade, este tipo de acionamento não permite o controle da amplitude nem do valor eficaz (RMS) da tensão. A utilização de um diferente esquema de chaveamento, no qual os pares S1/S4 e S2/S3 sejam acionados não simultaneamente, mas defasados entre si por um determinado ângulo (tempo), provoca cancelamentos de tensão em determinados intervalos do ciclo. O resultado na saída do conversor é a chamada onda quadrada modificada28, cuja forma de onda está representada na Figura 4.34(b). Neste caso, a tensão RMS de saída passa a poder ser controlada através do ângulo de defasagem no disparo dos dispositivos de chaveamento e a forma de onda apresenta menor distorção harmônica (THD atinge cerca de 30%), tornando-se um pouco mais assemelhada a uma senóide. O valor eficaz da componente fundamental (60 Hz) da tensão de saída da onda quadrada modificada é dada, neste caso, pela Equação 4.18.

28 Também chamada por alguns autores e fabricantes de onda retangular ou onda senoidal modificada. 225

(4.18)

Onde: Vrms(V) – tensão eficaz da componente fundamental; Vcc(V) – tensão cc da entrada; T(s) – período da senóide (1/60); tc(s) – período de bloqueio (intervalo entre os pulsos - tempo com tensão zero), cuja variação permite o controle da tensão de saída (ver Figura 4.34 b). (a) (b) (c) 226 (d) Figura 4.34–Possíveis formas de onda da tensão de saída de um conversor c.c.-c.a. de ponte completa: (a) onda quadrada, (b) onda quadrada modificada, (c) 3 pulsos e (d) modulação por largura de pulso PWM. As saídas dos inversores de onda quadrada,assim como os de onda quadrada modificada, apresentam um alto nível de distorção harmônica. A atenuação desses harmônicos pode ser feita através de filtros, que, além de caros, complexos e volumosos, geralmente consomem muita potência, prejudicando a eficiência do inversor. Por isso, o uso de inversores de onda quadrada e quadrada modificada, que são do tipo denominado monopulso, é limitado a aplicações em SFIs e, mesmo assim, para alimentação de cargas não críticas. Com a modificação da estratégia de chaveamento e aumento do número de pulsos a cada semiciclo, a forma de onda se aproxima mais da senoidal, ou seja, a distorção harmônica vai sendo reduzida. A Figura 4.34(c) mostra, a título de exemplo, uma hipotética forma de onda com 3 pulsos por semiciclo. Na prática, nas aplicações nas quais a eficiência na conversão e a qualidade da energia são fatores determinantes, são utilizados os inversores multipulsos, com formas de onda como a mostrada na Figura 4.34 (d), com 14 pulsos por semiciclo. Nos conversores cc-ca de inversores modernos, a estratégia de controle mais utilizada é a PWM. Apesar de existirem vários esquemas PWM, todos eles baseiam-se no acionamento dos dispositivos de chaveamento a uma frequência constante (dezenas ou centenas de kHz), porém com um ciclo de trabalho (razão entre o tempo de condução e o período) variando ao longo do semiciclo proporcionalmente ao valor instantâneo de um sinal de referência. Iniciando com pulsos estreitos quando a amplitude da senóide de referência é baixa, os pulsos vão se alargando conforme o valor instantâneo da referência aumenta. A Figura 4.35 detalha a implementação de uma das possíveis estratégias de PWM, denominada chaveamento bipolar. Na Figura 4.35(a) observa-se que o controle do chaveamento é feito pela comparação de uma tensão de referência (Vcaref), que é uma senóide na frequência da rede (60 Hz), com um sinal triangular (Vtri) de frequência muito superior, ambas geradas internamente no conversor c.c.-c.a. As duas formas de onda podem ou não ser sincronizadas e as relações entre suas freqüências e amplitudes controlam os parâmetros da saída. Quando a tensão de referência tem valor superior à onda +VCC -VCC t 227 triangular, então são postas em condução as chaves S1/S4, enquanto que S2/S3 permanecem em bloqueio, aplicando assim uma tensão positiva (+Vcc) na carga. Nos momentos em que a tensão de referência é inferior à da onda triangular, os estados das chaves são invertidos e a carga recebe tensão negativa. Figura 4.35–Estratégia de controle PWM para um conversor cc-ca – tensões de controle Vcaref e Vtri(a) e tensão na saída Vcarga(b) (adaptado de SKVARENINA, 2001). Após uma filtragem adicional com filtro passa-baixa para retirar as componentes harmônicas de alta frequência, o sinal de saída é praticamente senoidal, conforme as formas de onda mostradas nas Figuras 4.34(d) e 4.35(b) (representam diferentes estratégias de PWM). Além de baixa THD, os inversores PWM apresentam também elevada eficiência e uma ótima regulação da tensão de saída. Esses dispositivos são indicados para equipamentos eletrônicos sensíveis. Comparados com inversores de onda quadrada, possuem custo mais elevado como resultado da maior complexidade dos circuitos. As frequências de chaveamento situam-se na faixa de 10-100 kHz, de forma que a compatibilidade eletromagnética (EMC) deve ser considerada no projeto do equipamento, visando evitar interferências, o que inclui itens como blindagem, filtragem e aterramento. Vale destacar que a RN 493/2012 (ANEEL, 2012a) exige a utilização de inversores com forma de onda senoidal em sistemas de geração isolados tipo SIGFI e MIGDI. Devido aos critérios de qualidade impostos pela rede elétrica, os inversores para conexão à rede também devem apresentar forma de onda de saída senoidal e com baixa distorção harmônica. A Figura 4.36 mostra uma ponte trifásica completa de um conversor cc-ca, implementada utilizando IGBTs, cuja topologia de circuito apenas acrescenta mais uma “perna” à ponte H 228 monofásica completa já mostrada na Figura 4.33(b), e que é operada conforme estratégias de chaveamento também análogas às já apresentadas. Na prática, tais pontes com 6 IGBTs (ou outros dispositivos) já são fornecidas como power blocks por vários fabricantes, sendo que a elas é necessário acrescentar o circuito de controle, normalmente baseado em DSP. Figura 4.36– Ponte trifásica (adaptado de FILHO, 2012). Supondo, para fins de simplificação, que a lógica de acionamento dos IGBTs seja feita em 6 tempos, de acordo com a sequência mostrada na Tabela 4.14, então obtém-se uma saída em onda quadrada modificada trifásica, ilustrada na Figura 4.37. Na realidade, o acionamento é feito ajustando os ângulos de disparo para manter a regulação da tensão RMS, da mesma forma que para o caso monofásico. Tabela 4.14 – Lógica de acionamento de uma ponte trifásica (6 tempos). Tempo IGBTs em condução29 Vab Vbc Vca 1 Q1, Q2 e Q3 0 +Vcc -Vcc 2 Q2, Q3 e Q4 -Vcc +Vcc 0 3 Q3, Q4 e Q5 -Vcc 0 +Vcc 4 Q4, Q5 e Q6 0 -Vcc +Vcc 5 Q5, Q6 e Q1 +Vcc -Vcc 0 6 Q6 Q1 e Q2 +Vcc 0 -Vcc

29 As condições Q1, Q3 e Q5, e Q4, Q6 e Q2 são proibidas por conectarem todas as fases ao mesmo potencial. 229 Figura 4.37–Forma de onda quadrada modificada trifásica. A Figura 4.38, por sua vez, apresenta uma estratégia de chaveamento PWM trifásica, que se baseia na comparação de 3 formas onda de referência defasadas em 120° (Vcaref,A; Vcaref,B e Vcaref,C) com um sinal triangular (Vtri), para controlar o acionamento dos IGBTs. 230 Figura 4.38 – Estratégia de controle do chaveamento para PWM trifásico (adaptado de SKVARENINA, 2001). 4.6.3–Características dos inversores A forma da onda geralmente é uma indicação da qualidade e do custo do inversor. Conforme visto anteriormente, ela depende do método de conversão e filtragem utilizado para eliminar os harmônicos indesejáveis resultantes da conversão. Outro aspecto que determina a qualidade dos inversores é a sua eficiência de conversão. Nos inversores a eficiência não é constante e seu valor depende da potência demandada pelos equipamentos de consumo (carga), e também de seu fator de potência. Os fabricantes normalmente anunciam a eficiência na carga nominal, mas nem sempre destacam o fato de que sob cargas parciais seus dispositivos apresentam baixas eficiências. Para os usuários de sistemas com necessidades variáveis de potência, altas eficiências em cargas parciais são importantes. Um parâmetro importante a ser considerado em um inversor para SFI, especialmente para sistemas tipo SIGFI, é a potência que o dispositivo consome em condições de espera (standby). A economia de energia em modo de espera pode reduzir a capacidade de geração fotovoltaica necessária na etapa de dimensionamento do projeto e, como consequência, reduzir o custo de aquisição do sistema com um todo. O valor máximo de corrente de autoconsumo de inversores para SFIs admitido 231 no RAC para ensaio do Inmetro é de 3% da corrente consumida em carga nominal, em toda a faixa de tensão de entrada. Alguns inversores, seja para SFIs ou para SFCRs, podem ter limitações de potência quando em operação em temperaturas ambientes elevadas. Outra característica importante é de que um inversor para SFIs deve tolerar surtos de corrente que ocorrem, por exemplo, na partida de motores elétricos, os quais podem exigir valores mais de 10vezes superiores à corrente nominal do motor em curtos períodos de tempo, antes de entrar em regime normal de trabalho. Alguns modelos de inversores podem tolerar altas potências de surto, como por exemplo duas vezes a potência nominal em 1 minuto ou três vezes a potência nominal em 5 segundos. A potência de surto suportada pelo equipamento varia inversamente com o tempo de duração do surto. A título de exemplo, a Tabela 4.15 abaixo mostra as especificações reais de um determinado equipamento de potência nominal de 5.000 W, em relação a potência de surto e temperatura de operação, extraídas das folha de dados técnicos do fabricante. Tabela 4.15 – Exemplo de especificações de potência de pico e de limitações térmicas da potência de um inversor. @ 25 °C @ 45 °C Potência c.a. contínua 5.000W 4.000W 30 min 1min 3 s Potência de pico 6.500 W 8.400 W 12.000 W Alguns modelos de inversores para SFIs permitem a operação em paralelo de mais de uma unidade e/ou podem ser integrados para criar circuitos bifásicos ou trifásicos. Para especificar um inversor é preciso primeiramente considerar qual é o tipo de inversor: inversor de bateria, para SFI, ou inversor para SFCR. Os parâmetros que devem ser especificados são: a tensão de entrada c.c. e a tensão de saída c.a, faixa de variação de tensão aceitável, potência nominal, potência de surto, freqüência, forma de onda e distorção harmônica (THD), grau IP de proteção, temperatura ambiente e umidade do local da instalação além das certificações e tempo de garantia desejados. As características a serem observadas nas especificações de um inversor fotovoltaico são apresentadas a seguir.  Forma de onda e Distorção harmônica: a forma de onda da tensão c.a. produzida deve ser a senoidal pura. A distorção harmônica total (THD) deve ser inferior a 5% em qualquer potência nominal de operação.  Eficiência na conversão de potência: a eficiência é a relação entre a potência de saída e a potência de entrada do inversor. Nas especificações fornecidas pelos fabricantes há 232 referência, usualmente, apenas à eficiência máxima. Entretanto, deve-se ter em conta que as variações na potência de entrada e saída, o fator de potência da carga, e outros fatores influem negativamente na eficiência do inversor. A eficiência dos inversores varia, normalmente, na faixa de 50 a 95 %, podendo diminuir quando estão funcionando abaixo da sua potência nominal. Quando operando alguns motores, a eficiência real pode ser inferior a 50 %. Na Figura 4.39 são mostradas algumas curvas de eficiência de inversores para uso em SFIs. Segundo os critérios especificados no RAC para ensaios de equipamentos fotovoltaicos do Inmetro (INMETRO, 2011), a eficiência do inversor isolado deverá ser superior a 80% na faixa de operação entre 10% e 50% da potência nominal e igual ou superior a 85% na faixa entre 50% e 100% da potência nominal. Atualmente, tem-se no mercado inversores que apresentam eficiências bastante altas, o que permite especificações de níveis superiores a pelo menos 85 e 90%, respectivamente. Figura 4.39– Curvas de eficiência para cargas resistivas de alguns inversores para uso em sistemas fotovoltaicos isolados. Fonte: (COUTO, 2000).  Potência nominal de saída: indica a potência que o inversor pode prover à carga em regime contínuo. Num sistema isolado, o inversor deve ser especificado para fornecer uma potência sempre superior às necessidades máximas das cargas conectadas, de forma a considerar um aumento momentâneo da demanda de potência. Para sistemas isolados tipo SIGFI é recomendável escolher uma potência nominal que seja próxima à potência total necessária para alimentar as cargas e que esteja próxima a uma das classificações citadas na RN 493/2012 (ANEEL, 2012a). Para aplicação em MIGDIs recomenda-se utilizar um fator de diversidade que será tanto maior quanto menor for o número de unidades consumidoras a serem atendidas. Para os SFCRs, a potência do inversor está associada à potência do painel fotovoltaico utilizado. 233  Potência de surto: indica a capacidade do inversor em exceder sua potência nominal por certo período de tempo. Aplica-se somente aos inversores para sistemas isolados. Deve-se determinar as necessidades de surtos para cargas específicas. Como já citado anteriormente, algumas cargas c.a., quando acionadas, necessitam de uma corrente elevada de partida por um curto período, para entrarem em operação (ver Tabela 4.15).  Taxa de utilização: é o número de horas que o inversor poderá fornecer energia operando com potência nominal.  Tensão de entrada: é a tensão c.c. do inversor. Conforme já mencionado, os valores mais utilizados em SFIs no Brasil são 12V, 24V e 48 V, normalmente fornecidos por baterias, e devem ser compatíveis com os requisitos de entrada do inversor. A tensão de entrada do inversor deve ser especificada tanto maior quanto maior for a potência demandada pelas cargas ao sistema fotovoltaico, a fim de se manter as correntes c.c. em níveis aceitáveis. Quando a bateria descarrega-se e a tensão c.c. do sistema cai abaixo de um valor mínimo especificado, o inversor pode ser capaz de desconectar a carga automaticamente, fazendo a função LVD do controlador de carga. Nos inversores para SFCRs, os requisitos relacionados à tensão de entrada do inversor devem ser sempre atendidos pela associação em série/paralelo de módulos.  Tensão de saída: é regulada na maioria dos inversores, e sua escolha nos sistemas isolados depende da tensão de operação das cargas. No Brasil, dependendo da região ou cidade são usados os valores de 127 ou 220 V, sempre na frequência de 60 Hz.A regulamentação Aneel exige que os inversores para SIGFIs operem na tensão de distribuição BT adotada na região. Quanto aos inversores para SFCRs, a regulamentação especifica que devem operar em BT para potências de até 100kW, enquanto que para potências superiores até 1MW, a injeção deverá ser feita na MT de distribuição (13,8kV).  Regulação de tensão: indica a variação de amplitude permitida na tensão de saída c.a. Os melhores inversores produzem uma tensão de saída praticamente constante para uma ampla faixa de cargas.As variações na tensão de saída devem estar de acordo com os limites estabelecidos pela Aneel-PRODIST e devem considerar a queda de tensão no circuito de distribuição de energia.  Frequência da tensão de saída: indica a frequência da tensão c.a. de saída do inversor. Os aparelhos elétricos convencionais usados como cargas c.a. no Brasil são fabricados para operar na frequência de 60 Hz. Alguns tipos de equipamentos, como relógios e timers eletrônicos, necessitam de uma cuidadosa regulagem de frequência para não apresentarem perda de desempenho, o que deve ser atendido pelos inversores em SFIs. 234  Fator de potência: as cargas mais comuns, em sistemas residenciais, são indutivas com o fator de potência podendo chegar a 0,5. Os melhores inversores são projetados para compensarem as cargas indutivas e manterem o fator de potência próximo de 1, o que maximiza a transferência de potência para a carga. É desejável que a carga tenha um fator de potência elevado, uma vez que isto reduz a corrente necessária para qualquer nível de potência. O inversor deve ter um fator de potência nominal compatível com o fator de potência desejado para as cargas. Se os fatores de potência das cargas não forem incluídos em suas especificações, eles poderão ser obtidos do fabricante.  Consumo de potência sem carga (consumo permanente, autoconsumo, consumo em standby): é a quantidade de potência que o inversor utiliza, mesmo quando nenhuma carga está sendo alimentada. Para reduzir o autoconsumo, alguns inversores monitoram continuamente a sua saída, detectando se alguma carga está sendo usada e passam a operar efetivamente apenas a partir do momento em que uma carga é detectada.  Modularidade: em alguns sistemas, o uso de múltiplos inversores é muito vantajoso. Alguns modelos de inversores podem ser conectados em paralelo para operarem diferentes cargas. Algumas vezes é fornecido um chaveamento de carga manual para permitir que o inversor possa atender às cargas críticas em caso de falha. Esta característica aumenta a confiabilidade do sistema.  Temperatura e umidade do ambiente: Devem ser citada a temperatura ambiente máxima do local da instalação na qual se requer a potência nominal do inversor, pois a temperatura de operação do mesmo afeta sua eficiência. Deve ser sempre especificada dissipação de calor por convecção natural (sem partes móveis, como ventoinhas, pois estas, além de consumirem energia, requerem maior manutenção), e o local de instalação deve possuir ventilação adequada. Além disso, deve também ser citada a umidade relativa do ambiente e solicitada proteção adequada quanto a este quesito (por exemplo, isolamento de resina do circuito eletrônico).  Compatibilidade eletromagnética: uma vez que efetuam chaveamento em alta frequência, os inversores podem ser elementos geradores de interferência eletromagnética capaz de prejudicar outros equipamentos eletrônicos e, principalmente, de telecomunicações. Os inversores para SFCRs dotados do selo CE mantem (filtragem, blindagem) os níveis de emissões abaixo dos valores máximos estabelecidos pelas normas europeias de EMC.  Grau de proteção: O grau de proteção IP (Ingress Protection) classifica e avalia o grau de proteção de pessoas contra o contato a partes energizadas sem isolamento; de proteção contra o contato as partes móveis no interior do invólucro e proteção contra a entrada de corpos estranhos. (incluindo partes do corpo como mãos e dedos) e o grau de proteção contra 235 entrada de poeira e contato acidental com água em carcaças mecânicas e invólucros elétricos. O grau de proteção IP a ser especificado varia de acordo com o ambiente onde o inversor será instalado, se abrigado ou não. Normalmente, para ambientes desabrigados se estabelece IP54 ou melhor e para ambientes abrigados IP20 ou melhor.  Proteções: As principais proteções apresentadas pelos inversores para sistemas fotovoltaicos isolados são:  Sobretensão na entrada c.c.: um inversor pode ser danificado se o nível de tensão de entrada (c.c.) for excedido. A maioria dos inversores tem sensores que o desconectam da bateria se os limites de tensão especificados forem excedidos.  Inversão de polaridade na entrada c.c.  Curto circuito na saída c.a.  Sobrecargas e elevação de temperatura: recomenda-se incluir controles capazes de desligar a unidade, para impedir danos, se as cargas impostas ao inversor excederem sua capacidade máxima ou se a temperatura de operação do inversor exceder o seu limite. É recomendável que a proteção seja eletrônica e que tente reenergizar o sistema algumas vezes antes de desligar o inversor definitivamente (neste caso é necessária uma religação manual). Isto evita que o sistema fique desligado devido a problemas transitórios.

Inversores para SFCRs

Uma possível classificação de tipos de inversores para SFCRs é a seguinte:

• Inversores Centrais– inversores trifásicos de grande porte, com potência numa faixa

que vai de centenas de kWp até MWp, utilizados em Usinas Fotovoltaicas (UFVs).

• Inversores Multistring – inversores trifásicos ou monofásicos dotados de várias

entradas independentes com SPPMs para conexão de strings (fileiras) de módulos. São adequados a instalações urbanas (telhados, fachadas) nas quais cada string pode estar submetida a diferentes condições de irradiância e/ou sombreamento. Tem potência na faixa de dezenas de kWp.

• Inversores de String – inversores monofásicos dotados de apenas uma entrada

SPPM, adequados a instalações de microgeração (até 10kWp);

• Módulo c.a. – módulo fotovoltaico associado a um microinversor.

Os inversores para SFCRs normalmente efetuam SPPM em suas entradas c.c. como uma forma de eficientização.

A eficiência de um inversor para conexão à rede pode ser expressa pelo conjunto de Equações 4.19, 4.20 e 4.21, que é auto explicativo.

Onde:

(W) – potência instantânea c.c na entrada do inversor;
(W) – potência instantânea c.a na saída do inversor;
(W) – potência instantânea máxima do painel fotovoltaico nas condições de temperatura e

irradiância vigentes;

(%) – eficiência de conversão do inversor, o que inclui as perdas nos circuitos, no transformador,

nos componentes de chaveamento etc.;

(%) – eficiência do inversor no seguimento do ponto de máxima potência;
(%) – eficiência total do inversor;

As eficiências totais destes inversores para conexão à rede podem atingir valores de 98% para circuitos sem transformador e 94% para inversores com transformador. Estas eficiências declaradas pelos fabricantes normalmente se referem à eficiência máxima, que se verifica apenas para determinada condição de carga. No intuito de permitir e facilitar a comparação entre diferentes inversores com base na sua eficiência, foi criada a eficiência européia. Trata-se de uma média ponderada da eficiência do inversor para várias condições de carregamento, de acordo com uma distribuição determinada para o clima europeu (Alemanha), segundo a Equação 4.22.

(4.22)

O valor ηx% corresponde à eficiência do inversor para um carregamento de x%, enquanto que os coeficientes (0,03; 0,06; 0,13; etc.) denotam as frações de tempo que o inversor é esperado funcionar naquela condição de carregamento. A maioria dos fabricantes fornece a eficiência europeia nos dados técnicos dos inversores. Nesta mesma filosofia, no estado da Califórnia (EUA) foi também definida a eficiência californiana, de acordo com a Equação 4.23. A eficiência californiana é considerada mais próxima às condições brasileiras, mas a maioria dos fabricantes não a fornece.

(4.23)

Os painéis fotovoltaicos para os SFCRs devem ser sempre dimensionados de acordo com as características elétricas das entradas do inversor utilizado, incluindo tensão máxima, corrente máxima, potência máxima e faixa de operação do SPPM. As tensões utilizadas no painel devem ainda estar de acordo com as especificações de tensão máxima de operação dos módulos.

Uma vez que as características técnicas das redes elétricas variam entre países, os requisitos aplicados para interconexão de inversores à rede são definidos em regras locais. No caso do Brasil, tratam-se da regulamentação da Aneel e das normas da ABNT.

No Brasil, os inversores para SFCRs devem atender aos requisitos de proteção exigidos no item 5 da seção 3.3 Módulo 3 do Prodist (Aneel, 2012c), o que inclui a proteção anti-ilhamento e a exigência de transformador de acoplamento, entre outras.

O fenômeno denominado ilhamento é uma situação em que numa determinada seção da rede elétrica a demanda de potência é igual à geração fotovoltaica e um (ou mais) SFCR(s) permanece(m) funcionando e alimentando a carga quando a rede é desenergizada pela distribuidora. É considerada uma situação inaceitável por comprometer a segurança da manutenção da rede. Por isso, os inversores para SFCRs devem ser dotados de proteção anti-ilhamento, o que implica que estes desconectem automaticamente da rede elétrica de distribuição, sempre que esta for desenergizada por motivo de falha ou de manutenção programada da distribuidora.

Alguns inversores incorporam um transformador de acoplamento enquanto que outros não o tem (transformerless inverters). Os transformadores podem ser de baixa frequência (60 Hz) para acoplar a tensão de saída na rede, ou de alta frequência (kHz), que tem menores perdas e menores dimensões, porem custo mais elevado (não só o transformador em si, mas o circuito como um todo). No Brasil, a regulamentação Aneel exige o transformador de acoplamento nos SFCRs de minigeração, ou seja, cuja potência instalada é superior a 100kWp, de forma que se estes não já estiverem incorporados no inversor, então terão de ser instalados externamente. A Tabela 4.16 apresenta uma comparação e características de inversores para conexão à rede com e sem transformador.

Tabela 4.16 – Comparação de características de inversores para conexão à rede com e sem transformador.

Com transformador Sem transformador - maior peso e volume - maiores perdas (perdas magnéticas e ôhmicas) o que resulta em menor eficiência - permite que o painel fotovoltaico opere numa tensão mais baixa - menor interferência eletromagnética - os circuitos c.c. e c.a são isolados - menores requisitos de proteção - menor peso e volume - maior eficiência, principalmente se não possuir estágio de conversão c.c.-c.c. (para isso tem que operar com tensão do gerador fotovoltaico superior à tensão de pico da rede) - maior interferência eletromagnética - pode ser necessária a instalação de dispositivos de proteção adicionais (disposto diferencial-residual, disjuntor de corrente direcional etc.), conforme a regulamentação local, devido à falta de isolamento entre os circuitos c.c. e c.a.

No Brasil o inversor para conexão à rede deve atender à norma ABNT NBR 16149:2013 (ABNT, 2013b), que estabelece parâmetros como: faixas de variação de tensão e frequência, THD, proteção contra ilhamento, fator de potência etc. Quase todos os inversores para conexão à rede existentes no mercado possuem incorporadas funções de monitoração e aquisição de dados, de forma a disponibilizar ao usuário informações operacionais. Entre os dados que podem ser cobertos estão: energia diária gerada, estado do equipamento e histórico de falhas, valores instantâneos de Pcc (potência c.c.), Pca (potência c.a.), Vcc (tensão c.c.), Vca (tensão c.a.), etc. Alguns equipamentos aceitam inclusive a conexão de sensores externos (radiação solar, temperatura, etc.), seja diretamente seja através de equipamentos externos auxiliares. Além de consultados no próprio painel do equipamento, tais dados podem se transferidos através de meios como interface USB, modem GSM e rede wireless para análise detalhada em um computador, facilitando sobremaneira a deteção de falhas. Para SFCRs com potências de até algumas dezenas de kWp, tais recursos são equivalentes a um pequeno sistema de supervisão e controle tipo SCADA. Os inversores para SFCRs são muitas vezes garantidos pelos fabricantes por períodos de 5 a 10 anos. 4.6.5 – Critérios de qualidade de um inversor

Um inversor para sistemas fotovoltaicos deve possuir as seguintes características:

• Alta eficiência de conversão, tanto na carga nominal quanto em cargas parciais;
• Alta confiabilidade e baixa manutenção;
• Operação em uma faixa ampla de tensão de entrada;
• Boa regulação na tensão da saída;
• Forma de onda senoidal com baixo conteúdo harmônico;
• Baixa emissão de ruído audível;
• Baixa emissão de interferência eletromagnética;
• Tolerância aos surtos de partida das cargas a serem alimentadas;
• Segurança tanto para as pessoas quanto para a instalação;
• Grau de proteção IP adequado ao tipo de instalação;
• Garantia de fábrica de pelo menos 2 anos.

Devido à elevada frequência de chaveamento para a formação dos pulsos PWM, os inversores podem gerar perturbações eletromagnéticas. Isto significa que aspectos relativos à compatibilidade eletromagnética precisam ser considerados. Estes problemas podem ser minimizados através do uso de filtros adequados e blindagem do equipamento. O RAC do Inmetro (INMETRO, 2011) ainda não 239 prevê ensaios de compatibilidade eletromagnética, mas na especificação do equipamento podem ser solicitados requisitos de acordo com normas internacionais, como a IEC 61.000. Deve-se ainda verificar a disponibilidade de fornecedores e o histórico do fabricante e do modelo do inversor. Em sistemas isolados remotos deve-se preferir a utilização de modelos já testados e confiáveis. A procedência do inversor é uma questão importante já que, diferentemente dos controladores, há muitos fabricantes deste dispositivo que não apresentam a robustez e confiabilidade desejadas.

Conversores c.c.-c.c.

Uma aplicação muito comum de conversores c.c.-c.c. é como controlador de carga de baterias a partir da energia gerada por geradores fotovoltaicos. Com a utilização destes conversores é possível controlar de forma mais precisa a corrente e a tensão que são aplicadas às baterias, proporcionando assim um aumento da vida útil das mesmas e uma melhor eficiência do processo de transferência de energia do gerador para a bateria. Outra aplicação típica destes conversores é como controlador em sistemas de bombeamento fotovoltaico, sendo a bomba dotada de um motor c.c. Este tipo de conversor pode conter um sistema de controle que permite extrair do painel fotovoltaico a máxima potência que está sendo gerada e com isso obtem um melhor rendimento do sistema. Este mecanismo de controle é conhecido por seguimento do ponto de potência máxima (SPPM, ou MPPT em inglês) e, dependendo da situação, pode resultar em significativo ganho de energia. Também é necessário utilizar este conversor quando se deseja uma tensão c.c. de saída de valor diferente daquele fornecido pelas baterias e geradores fotovoltaicos. Pode-se utilizar este conversor tanto para elevar a tensão (conversores tipo boost) quanto para abaixar a tensão (conversores tipo buck). Também é possível obter com este conversor várias tensões de saída a partir de uma única tensão de entrada. A eficiência dos conversores depende dos semicondutores de potência utilizados e de alguns outros fatores, como potência nominal, fator de multiplicação da tensão, etc. Normalmente, os 240 conversores para abaixar a tensão têm uma eficiência maior do que os conversores para elevá-la. Quanto mais o conversor elevar a tensão de entrada, menor será a eficiência de conversão. Os conversores c.c.-c.c. também podem proporcionar isolamento galvânico entre entrada e saída, o que pode ser necessário em alguns tipos de aplicação, principalmente quando a tensão de saída é elevada. Também podem ser parte integrante de inversores, como um estágio de entrada, de forma a adequar o nível de tensão na saída do sistema fotovoltaico ao necessário na entrada do estágio seguinte do inversor, que é o conversor c.c.-c.a. Normalmente os conversores incluem mecanismos de proteção que garantem uma operação segura e evitam que em caso de alguma falha (curto-circuito na saída, sobretensões de entrada etc.) o mesmo seja danificado. Em geral, estes equipamentos utilizam conversores tipo BUCK ou CUK30, em configurações elevadoras ou redutoras de tensão, de forma a obter o valor de tensão necessário na saída. A transferência de energia se processa através do chaveamento da tensão de entrada de forma adequada. Controlando o período e a freqüência de chaveamento dos dispositivos semicondutores, é possível regular a tensão de saída nos valores desejados. Os dispositivos de chaveamento mais utilizados são os transistores de potência em suas várias versões, especialmente MOSFETs e IGBTs.

Seguimento do Ponto de Potência Máxima (SPPM)

Um gerador fotovoltaico submetido a uma irradiância solar uniforme (sem sombreamentos parciais) e sem células ou módulos defeituosos tem uma curva P-V com o formato semelhante ao apresentado na Figura 4.40(a), na qual existe um único ponto com derivada nula, ou seja, onde atinge um máximo. Este ponto particular da curva é o chamado PPM- ponto de potência máxima, no qual o produto da corrente pela tensão tem o seu valor máximo. Conforme já apresentado no item 4.1.3, a corrente produzida pelos módulos fotovoltaicos é diretamente proporcional à irradiância solar e é muito pouco afetada pela temperatura da célula. Entretanto, a tensão e, consequentemente, a potência gerada decrescem significativamente com o aumento da temperatura. Portanto, os valores de corrente e tensão de potência máxima (IPM,VPM e PPM) são dependentes das condições de irradiância (principalmente a corrente) e de temperatura da célula (principalmente a tensão). Embora as variações de temperatura da célula sejam tipicamente mais lentas, da ordem de dezenas de segundos, a irradiância pode apresentar mudanças drásticas em questão de segundos, como

Trata-se de circuitos de eletrônica de potência baseados em indutores e/ou transformadores e que operam chaveados por dispositivos semicondutores como MOSFETs ou IGBTs.

resultado da passagem de nuvens. Da mesma forma, sombreamentos parciais provocados por árvores e edificações próximas, além de folhas ou sujeiras depositadas sobre a superfície dos módulos, podem provocar distorções na curva característica do gerador fotovoltaico, inclusive com a ocorrência de máximos locais, como mostrado na Figura 4.40(b). (a) (b)

Figura 4.40– Curvas I-V (preta) e P-V (cinza) de um gerador de seis módulos de 72 células em série, mostrando a ocorrência de máximos locais na curva de potência em decorrência de sombreamentos parciais: (a) todos sem sombreamento e (b) com um dos módulos submetido a um fator de sombreamento de 50 %.

Assim sendo, é conveniente que haja um mecanismo de controle eletrônico que observe continuamente as modificações na curva característica I-V e atue sobre a eletrônica do inversor e/ou do conversor c.c.-c.c., de modo a manter o gerador fotovoltaico operando na tensão correspondente à tensão de máxima potência, maximizando a transferência de potência e evitando perdas nas células, que surgiriam se o acoplamento ocorresse em outra tensão que não a ótima. Este processo é o chamado de seguimento do ponto de potência máxima (SPPM ou MPPT, em inglês).

Um seguidor do ponto de máxima potência deve apresentaras seguintes características:

• Precisão: implica em medidas de corrente e tensão de qualidade;
• Eficácia: ser capaz de encontrar o ponto de potência máxima, mesmo com a ocorrência de

máximos locais;

• Rapidez: deve adaptar-se com presteza às variações bruscas de irradiância causadas, por

exemplo, por nuvens passageiras.

Um dispositivo de seguimento de potência máxima pode ser dividido em dois blocos básicos: uma seção de controle e uma seção de condicionamento de potência. No caso de inversores de dois estágios, a seção de potência do SPPM consiste geralmente em um conversor c.c.-c.c. em modo chaveado. A utilização do conversor c.c.-c.c. permite uma maior flexibilidade na faixa de tensão de entrada, às custas de uma redução da ordem de 2 % na eficiência global do inversor, em função dos componentes adicionais. Os inversores com múltiplas entradas (multistring) ou os arranjos com múltiplos inversores para sistemas fotovoltaicos conectados à rede (SFCR) podem possuir dois ou mais dispositivos de SPPM independentes, a fim de permitir a utilização de arranjos fotovoltaicos com características elétricas ou orientações diferentes, por exemplo. No caso do inversor de único estágio, a seção de potência do seguidor de potência máxima é a própria ponte inversora e a conversão é obrigatoriamente do tipo redutora. Isto implica que, no caso de inversores para conexão à rede sem transformador, o gerador fotovoltaico deve ter uma tensão de operação mínima superior ao valor de pico da tensão c.a. da rede, ou o dobro desta, dependendo da topologia de circuito utilizada.

O bloco de controle do SPPM encarrega-se do ajuste da tensão de polarização do gerador fotovoltaico através de algoritmos que atuam sobre o controle eletrônico (driver) dos dispositivos de chaveamento do conversor c.c.-c.c.e/ou da ponte inversora. O algoritmo de controle tem como entrada dados instantâneos de tensão e corrente de operação do gerador fotovoltaico (além de, eventualmente, outros parâmetros como temperatura da célula e irradiância solar). Sua implementação pode ser feita de forma analógica ou, mais comumente, digital, através de microprocessadores ou processamento digital de sinais (DSP – digital signal processing). 243 A localização de um SPPM, quando incluído em um SFV, depende da característica elétrica da carga, que pode ser alimentada em c.c. ou em c.a. Desta forma, o controle SPPM poderá atuar tanto integrado a um conversor c.c.-c.c. quanto a um inversor. A Figura 4.41 mostra exemplos de sistemas que utilizam SPPM.

Figura 4.41 – Exemplo de sistemas fotovoltaicos que utilizam SPPM. 4.8.1– Algoritmos de seguimento do ponto de potência máxima Como visto anteriormente, a função de um dispositivo de seguimento de potência máxima (SPPM) é otimizar a extração de potência do gerador fotovoltaico, através do ajuste contínuo ou periódico de seus valores de tensão e corrente para cada condição de irradiância e temperatura de célula, de modo que este esteja sempre polarizado em um ponto de potência máxima (PPM = VPM × IPM). Como os valores de VMP e IPM não são conhecidos de antemão, é preciso encontrá-los através de cálculos e/ou algoritmos. As estratégias de SPPM dividem-se em duas categorias: métodos diretos e métodos indiretos. Os métodos diretos, ou de seguimento verdadeiro, são aqueles que utilizam medições em tempo real da corrente e da tensão disponíveis na entrada do inversor, para encontrar o ponto de potência máxima do gerador fotovoltaico. Os métodos diretos não necessitam de informações prévias sobre as características do gerador fotovoltaico e são, em princípio, capazes de reagir a variações rápidas nas condições de operação dos módulos. São exemplos de métodos diretos o “perturbar &observar” (P&O – perturb & observe) e o da “condutância incremental” (IncCond). Os métodos indiretos (também chamados de quase-seguimento) são aqueles que utilizam um sinal de referência (irradiância, temperatura dos módulos, corrente de curto-circuito ou tensão de circuito aberto de uma célula de referência ou do próprio gerador fotovoltaico) para estimar o ponto de 244 máxima potência. Essa informação é confrontada com uma base de dados ou algum modelo matemático com as características previamente determinadas do gerador fotovoltaico específico. Por serem sujeitos a imprecisões e incapazes de detectar os efeitos de sombreamentos parciais, envelhecimento e acúmulo de sujeira sobre os módulos, os métodos indiretos são pouco utilizados. A seguir são apresentados, respectivamente, três métodos indiretos e dois diretos de seguimento do ponto de potência máxima mais utilizados. Tensão fixa: este método consiste em manter o gerador fotovoltaico polarizado em uma tensão de operação ótima, a fim de se obter o máximo de geração ao longo de um determinado período. O valor da tensão de polarização (best fixed voltage) é ajustado previamente, escolhido a partir de informações das características do gerador fotovoltaico, preferivelmente considerando a sequência histórica de dados de irradiância e temperatura locais. O método da tensão fixa, por sua natureza (a rigor não é um método de seguimento), é incapaz de responder a variações nas condições atmosféricas, sombreamentos parciais e alterações nas características do gerador fotovoltaico, decorrentes de envelhecimento, sujeira etc. Mesmo assim, pode ser útil quando combinado com outros métodos, especialmente sob condições de baixa irradiância. Tensão de circuito aberto: este método baseia-se no pressuposto de que a tensão de potência máxima está relacionada à tensão de circuito aberto por uma constante de proporcionalidade. Assim, durante a operação, o gerador fotovoltaico é periodicamente desconectado por meio de uma chave eletrônica, sendo então sua tensão de circuito aberto medida e um novo valor de polarização calculado. O valor da constante de proporcionalidade é uma característica particular do gerador fotovoltaico, associada à tecnologia utilizada na fabricação das células fotovoltaicas e também às condições de irradiância e de temperatura. Valores típicos situam-se entre 0,7 (filmes finos) e 0,8 (silício cristalino). Embora de fácil implementação, necessitando da medida de uma única grandeza, o método tem como desvantagem a incapacidade de detectar variações bruscas de irradiância e sombreamentos parciais, além de requerer uma chave extra para a medição da tensão de circuito aberto, e acarretar uma perda energética nos momentos em que o gerador fotovoltaico está desconectado. Corrente de curto-circuito: similarmente ao anterior, este método considera que a corrente de máxima potência está relacionada à corrente de curto-circuito por uma constante de proporcionalidade, associada à tecnologia utilizada na fabricação das células fotovoltaicas e com valores típicos entre 0,8 (filmes finos) e 0,9 (silício cristalino). As desvantagens são similares àquelas do método da tensão de circuito aberto.

Características elétricas

Como já vimos, um ensaio padrão que levanta as características mais importantes do módulo é o que faz o levantamento da curva IxV.

O módulo é submetido às condições-padrão de ensaio e uma fonte de tensão variável realiza uma varredura entre uma tensão negativa de poucos volts (em relação aos terminais do módulo) até ultrapassar a V_oc do módulo (quando sua corrente fica negativa). Durante esta varredura são registrados pares de dados de tensão e corrente, permitindo o traçado de uma curva característica como a apresentada na Figura abaixo.

Para cada ponto na curva I-V, o produto corrente-tensão representa a potência gerada para aquela condição de operação.

A Figura acima mostra também, além da curva I-V, uma curva de potência em função da tensão, chamada de curva P-V, que identifica o ponto com o máximo valor de potência.

A este ponto na curva de potência corresponde um ponto na curva de corrente, com valores de tensão e corrente específicos, que são denominadas, respectivamente, de tensão e corrente de máxima potência (V_mp,I_mp).

Este ponto é conhecido como o ponto de máxima potência P_mp. O ponto de máxima potência corresponde, então, ao produto da tensão de máxima potência (V_mp) e corrente de máxima potência (I_mp).

Os valores P_mp, V_mp, I_mp, V_oc e I_sc são os cinco parâmetros que especificam o módulo sob dadas condições de radiação, temperatura de operação de célula e massa de ar.

Já o fator de forma (FF) do módulo é a grandeza que expressa quanto a sua curva característica se aproxima de um retângulo no diagrama I-V.

Quanto melhor a qualidade das células no módulo, mais próxima da forma retangular será sua curva IV. 

A definição do FF é apresentada na Figura abaixo.

A área hachurada simples corresponde ao produto Voc x Isc, valor sempre acima da potência que o módulo pode alcançar. A área duplamente hachurada representa o produto VMP x IMP, ou seja PMP, a potência máxima do módulo.

A relação entre as áreas é o valor de FF.

Tensão máxima do sistema (V_OC)- Indica o maior valor de tensão de circuito aberto de um arranjo onde o módulo pode ser instalado. Multiplicando-se V_oc de cada módulo pelo número de módulos em série (string), em um arranjo, obtém-se V_oc do arranjo.

Corrente de curto-circuito (I_SC) - Multiplicando-se I_sc de cada módulo pelo número de módulos em paralelo em um arranjo, obtém-se I_SC do arranjo.

Tensão de máxima potência (V_MP) - Multiplicando-se V_mp de cada módulo pelo número de módulos em série em um arranjo, obtém-se V_MP nominal do arranjo

Corrente de máxima potência (I_MP) - Multiplicando-se I_mp de cada módulo pelo número de módulos em paralelo em um arranjo, obtém-se I_MP nominal do arranjo (ver item 4.1.2)

Potência nas condiçõespadrão de ensaio (STC) -

Potência máxima nominal do módulo nas condições de irradiância de 1.000 W/m2 , espectro AM 1,5 e temperatura de célula de 25°C Temperatura nominal da célula nas condições de operação (NOCT) Temperatura das células do módulo nas condições de irradiância de 800 W/m², temperatura ambiente de 20°C e velocidade de vento de 1 m/s 153 Tabela 4.2 – Dados técnicos adicionais que podem constar na folha de dados do módulo. Informação Significado ou importância da informação Potência nas condições de operação (PMP) Potência máxima do módulo nas condições de irradiância de 800 W/m², e temperatura de célula NOCT Tensão de máxima potência nas condições de operação (VMP) Tensão do ponto de máxima potência do módulo, medida com o módulo sob irradiância de 800 W/m2 e temperatura NOCT Corrente de máxima potência nas condições de operação (IMP) Corrente no ponto de máxima potência do módulo, medida com o módulo sob irradiância de 800 W/m2 e temperatura NOCT Coeficiente de temperatura para tensão Coeficiente de variação da tensão de circuito aberto com a temperatura (), em volts por grau Celsius Coeficiente de temperatura para corrente Coeficiente de variação da corrente de curto-circuito com a temperatura (), em amperes por grau Celsius Coeficiente de temperatura para potência Coeficiente de variação da potência máxima do módulo com a temperatura (), em watts por grau Celsius Dimensões externas Dimensões de largura, comprimento e espessura do módulo, incluindo a moldura Número de células Número de células associadas no módulo Tecnologia das células Tipo de célula fotovoltaica e materiais envolvidos Desenho indicando furações Desenho com localização das perfurações da moldura, para instalação dos módulos em painéis

Fontes Bibliográficas

COMISSÃO TRIPARTITE PERMANENTE DE NEGOCIAÇÃO DO SETOR ELÉTRICO NO ESTADO DE SÃO PAULO - CPN. Eletricidade Básica - Manual de treinamento curso básico segurança em instalações e serviços com eletricidade - NR 10 . Disponível em: https://portalidea.com.br/cursos/9f2909192195f210d6c6fa89c0894301.pdf

Lemes, Andryos da Silva. APOSTILA DE ELETRICIDADE BÁSICA. MINISTÉRIO DA EDUCAÇÃO, IFSP - CAMPUS DE PRESIDENTE EPITÁCIO. Disponível em:https://pt.scribd.com/document/280039386/Apostila-Eletricidade-Basica

ROCHA, Helder da. Introdução à Eletrônica para Artistas. Apostila de curso livre. 2017. Disponível em: http://www.argonavis.com.br/cursos/eletronica/IntroducaoEletronicaArtistas.pdf.

SAMBAQUI, ANA BARBARA KNOLSEISEN; TAQUES, BÁRBARA OGLIARI. Apostila de Eletricidade. MINISTÉRIO DA EDUCAÇÃO - IFSC - CAMPUS JOINVILLE. Joinville, agosto, 2010. Disponível em: http://wiki.itajai.ifsc.edu.br/images/c/c1/Apostila_de_Eletricidade_IFSC_JOINVILE.pdf

Souza, Giovani Batista. ELETRICIDADE. MINISTÉRIO DA EDUCAÇÃO - IFSC - CAMPUS ARARANGUÁ. Edição: fev, 2009. Disponível em: https://wiki.sj.ifsc.edu.br/images/e/e6/Aru-2009-Agosto-eletricidade_basica.pdf

---

<<< Voltar para página principal do curso

Leis de Kirchoff <<	AULA 10 - ANÁLISE DE MALHAS	Análise de Nós >>