Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto Desenvolvimento de Modelos de Previsão de Produção de Centrais Solares Fotovoltaicas Ricardo Nuno Freitas Neves Dissertação realizada no âmbito do Mestrado Integrado em Engenharia Electrotécnica e de Computadores Major Energia Orientador: Prof. Doutor Cláudio Monteiro Março de 2010
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Padrão de formatação - paginas.fe.up.ptpaginas.fe.up.pt/~ee02035/Tese.pdf · necessário criar modelos de previsão adequados a cada tipo de central. Esta é uma das características
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Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto
Desenvolvimento de Modelos de Previsão de Produção de Centrais Solares Fotovoltaicas
Ricardo Nuno Freitas Neves
Dissertação realizada no âmbito do Mestrado Integrado em Engenharia Electrotécnica e de Computadores
Estado da Arte .................................................................................................. 11 2.1- Introdução ............................................................................................. 11 2.2- Sistemas Fotovoltaicos .............................................................................. 11 2.2.1 Classificação e caracterização .................................................................... 12 2.2.2 - Factores que Influenciam a Produção de Energia Solar Fotovoltaica ..................... 12 2.2.3 - Previsão da Produção Renovável ................................................................ 20 2.3- Modelos de Previsão Associados à Energia Fotovoltaica ...................................... 21 2.3.1 - Software de Dimensionamento de Sistemas Fotovoltaicos ................................. 21 2.3.2 - Modelos Numéricos – Numerical Weather Prediction (NWP) ............................... 22 2.3.3 - Metodologias de Simulação de Radiação ....................................................... 24 2.3.4 - Metodologias de Simulação/Previsão de Produção........................................... 32
Metodologia do Processo de Previsão de Produção ...................................................... 53 4.1- Fase 1 .................................................................................................. 54 4.2- Fase 2 .................................................................................................. 57 4.3- Fase 3 .................................................................................................. 61 4.3.1 Centrais fixas, com , orientadas para sul ............................................... 64 4.3.2 Centrais fixas, com variável, orientadas para sul .......................................... 64 4.3.3 - Centrais móveis, com sistema seguimento zenital, de um eixo horizontal, com
variável, orientadas para sul ...................................................................... 64 4.3.4 - Centrais móveis, com sistema seguimento azimutal, de um eixo vertical, com
fixa e orientação variável .......................................................................... 66 4.3.5 - Centrais móveis, com sistema seguimento de dois eixos, horizontal e vertical ........ 66 4.4- Fase 4 .................................................................................................. 67 4.5- Fase 5 .................................................................................................. 69
Resultados ...................................................................................................... 71 5.1- Fase 1 e 2 da Metodologia .......................................................................... 72 5.1.1 - Redes NN1 e NN2 ................................................................................... 72 5.1.2 - Validação das NN1 e NN2 Aplicadas a Localizações em Portugal Continental .......... 75 5.2- Fase 3 e 4 da Metodologia .......................................................................... 77 5.2.1 - Caracterização das Centrais Alvo de Previsão ................................................ 77 5.2.2 - Previsão da Central FV de Moura ................................................................ 78 5.2.3 - Previsão da Central FV de Serpa ................................................................ 81 5.2.4 - Previsão da Central FV do MARL ................................................................ 84 5.2.5 - Previsão da Central FV de Vila do Bispo ....................................................... 87 5.3- Comparação da Previsão de Produção entre as Centrais em Estudo ....................... 90
Figura 1.1 - Capacidade FV acumulada instalada, por região, a partir do ano de 1998 até 2008 [8]. .................................................................................................. 2
Figura 1.2 - Capacidade FV acumulada instalada, por região, a partir do ano de 1998 até 2008 [8]. .................................................................................................. 3
Figura 1.3 - Potência FV instalada acumulada (Adaptado de [11]). .................................. 3
Figura 1.4 – Mapa Mundial com irradiância solar média durante três anos (1991 a 1993 - 24 horas por dia), tendo em conta a nebulosidade (obtida a partir de satélites meteorológicos) [11].................................................................................... 4
Figura 1.5 - Mapa do potencial fotovoltaico na Europa [14]. ......................................... 5
Figura 1.6 - Potência FV acumulada instalada nos países da UE no final de 2008 (laranja - MWp). Potência FV instalada nos países da UE durante 2008 (verde – MWp) [9]. ........... 6
Figura 1.7 - Previsão da evolução das aplicações fotovoltaicas até 2030 (Adaptado de [17]). ...................................................................................................... 7
Figura 2.1 - Curvas I-U do módulo para diferentes irradiâncias, a uma temperatura constante (adaptado de [10]). ...................................................................... 14
Figura 2.2 - Curvas I-U do módulo para diferentes temperaturas e para uma irradiância constante de 1000 W/m2 (adaptado de [10]). ................................................... 15
Figura 2.3 - Potência do módulo para diferentes temperaturas e para uma irradiância constante de 1000 W/m2 (adaptado de [10]). ................................................... 15
Figura 2.4 – Variação da disposição da instalação solar e diferenças na captação [31] ......... 17
Figura 2.5 – Influência do percurso realizado na atmosfera pela radiação [31]. ................. 17
Figura 2.6 – Inclinação tendo em conta a altura do ano (adaptado de [31]). ..................... 18
Figura 2.7 – Diferenças na irradiância entre instalação com sistema de dois eixos e instalação na horizontal, em dias sem nuvens, para um local com latitude de 50º (adaptado de [32]). ................................................................................... 19
Figura 2.8 – Representação esquemática do modelo de previsão. .................................. 37
Figura 2.9 – Modelização do modelo de previsão de produção. ..................................... 39
xiv
Figura 2.10 – Resultados do modelo para sete dias de Abril. ........................................ 40
Figura 3.1 – Radiação global e potencial fotovoltaico anual - disposição horizontal (adaptado de [71]). ................................................................................... 42
Figura 3.2 – Radiação global e potencial fotovoltaico anual - inclinação óptima (adaptado de [71]). ................................................................................................ 42
Figura 3.3 – Instalações fotovoltaicas com potência instalada superior a 40 kWp. .............. 44
Figura 3.4 – Instalações fotovoltaicas com potência instalada inferior a 40 kWp. ............... 45
Figura 3.5 – Evolução, acumulada, da potência instalada, a partir do ano de 2006. ............ 47
Figura 3.6 – Evolução da potência instalada total, a partir do ano de 2006. ..................... 47
Figura 3.7 – Evolução, acumulada, anual das tecnologias fotovoltaicas utilizadas nas centrais em Portugal. ................................................................................ 48
Figura 3.8 – Evolução, acumulada, anual dos sistemas mecânicos de seguimento utilizados nas centrais em Portugal. ........................................................................... 49
Figura 3.9 – Potência instalada, ano 2009, por distrito. .............................................. 49
Figura 3.10 – Instalações fotovoltaicas por construir, já licenciadas. .............................. 51
Figura 3.11 – Potência instalada total das centrais apenas licenciadas ou em construção - coluna e potência instalada total das centrais activas. ........................................ 52
Figura 4.1 – Diagrama geral explicativo da metodologia desenvolvida na dissertação. ......... 54
Figura 4.2 – Diagrama explicativo do modelo empregue na dissertação – fase 1. ................ 55
Figura 4.3 – Representação do ângulo Zenital e da elevação solar. ................................ 56
Figura 4.4 - Diagrama Simplificado de uma Rede Neuronal. ......................................... 58
Figura 4.5 – Rede neuronal feedforward [75]. ......................................................... 59
Figura 4.6 – Diagrama explicativo do modelo empregue na dissertação – parte 2. .............. 61
Figura 4.7 – Representação esquemática dos ângulos associados ao movimento do sol e da instalação [32]. ........................................................................................ 63
Figura 4.8 – Elevação solar – linha azul – e factor 1/ – linha vermelha. .................... 63
Figura 4.9 – Evolução dos ângulos , e a em três momentos do dia. ..................... 65
Figura 4.10 – Diagrama explicativo do modelo empregue na dissertação – fase 4. .............. 68
Figura 5.1 - Comparação entre o irradiância directa (Output da NN1) ( )
e os valores de irradiância directa medidos em Tulsa ( ), para todos os dias do mês de Dezembro. .......................................................................... 73
Figura 5.2 – Comparação entre o irradiância difusa (Output da NN2) ( )
e os valores de irradiância difusa medidos em Tulsa ( ), para todos os dias do mês de Dezembro. ................................................................................ 73
xv
Figura 5.3 – Comparação entre os valores medidos de irradiância global horizontal em
Tulsa ( ) e os valores da irradiância total resultantes da soma da irradiância directa (NN1) e difusa (NN2) ( ), para todos os dias do mês de Dezembro. ................................................................................ 74
Figura 5.4 – Comparação entre a soma dos resultados da NN1 e NN2, irradiância total
( ) e a previsão de irradiância global ( ), para os três dias de Dezembro 2009............................................................................... 76
Figura 5.5 – Comparação entre a soma dos resultados da NN1 e NN2, irradiância total
( ) e a previsão de irradiância global ( ), para os três dias de Janeiro 2010. ................................................................................. 76
Figura 5.6 – Desagregação da previsão de irradiância global ( ) nas suas
componentes directa ( ) e difusa ( ) para os três dias de Dezembro, na central de Moura. .................................................... 78
Figura 5.7 – Desagregação da previsão de irradiância global ( ) nas suas
componentes directa ( ) e difusa ( ), para os três dias de Janeiro, na central de Moura. ....................................................... 79
Figura 5.8 – Comparação entre a irradiância total prevista para o plano horizontal
( ) e a irradiância total prevista para o plano do painel
( ), para três dias de Dezembro, na central de Moura. ........................... 79
Figura 5.9 – Comparação entre a irradiância total prevista para o plano horizontal ( ) e a irradiância total prevista para o plano do painel
( ), para três dias de Janeiro, na central de Moura. .............................. 80
Figura 5.10 – Potência prevista (MW) para os três dias do mês de Dezembro, na central de Moura. ................................................................................................... 80
Figura 5.11 – Potência prevista (MW) para os três dias do mês de Janeiro, na central de Moura. ................................................................................................... 81
Figura 5.12 – Desagregação da previsão de irradiância global ( ) nas suas
componentes directa ( ) e difusa ( ), para os três dias de Dezembro, na central de Serpa. .................................................... 81
Figura 5.13 – Desagregação da previsão de irradiância global ( ) nas suas
componentes directa ( ) e difusa ( ), para os três dias de Dezembro, na central de Serpa. .................................................... 82
Figura 5.14 – Comparação entre a irradiância total prevista para o plano horizontal
( ) e a irradiância total prevista para o plano do painel
( ), para três dias de Dezembro, na central de Serpa. ............................ 82
Figura 5.15 – Comparação entre a irradiância total prevista para o plano horizontal
( ) e a irradiância total prevista para o plano do painel
( ), para três dias de Janeiro, na central de Serpa. ............................... 83
Figura 5.16 – Potência prevista para os três dias do mês de Dezembro, na central de Serpa. ................................................................................................... 83
Figura 5.17 – Potência prevista para os três dias do mês de Janeiro, na central de Serpa. .... 84
Figura 5.18 – Desagregação da previsão de irradiância global ( ) nas suas componentes directa ( ) e difusa ( ), para os três dias de Dezembro, na central do MARL. ..................................................... 84
xvi
Figura 5.19 – Desagregação da previsão de irradiância global ( ) nas suas
componentes directa ( ) e difusa ( ), para os três dias de Dezembro, na central do MARL...................................................... 85
Figura 5.20 – Comparação entre a irradiância total prevista para o plano horizontal
( ) e a irradiância total prevista para o plano do painel ( ), para três dias de Dezembro, na central do MARL. ............................ 85
Figura 5.21 – Comparação entre a irradiância total prevista para o plano horizontal
( ) e a irradiância total prevista para o plano do painel
( ), para três dias de Dezembro, na central do MARL. ............................ 86
Figura 5.22 – Potência prevista para os três dias do mês de Dezembro, na central do MARL. .................................................................................................... 86
Figura 5.23 – Potência prevista para os três dias do mês de Janeiro, na central do MARL. .... 87
Figura 5.24 – Desagregação da previsão de irradiância global ( ) nas suas componentes directa ( ) e difusa ( ), para os três dias de Dezembro, na central da Vila do Bispo. ................................................. 87
Figura 5.25 – Desagregação da previsão de irradiância global ( ) nas suas componentes directa ( ) e difusa ( ), para os três dias de Dezembro, na central da Vila do Bispo. ........................................... 88
Figura 5.26 – Comparação entre a irradiância total prevista para o plano horizontal
( ) e a irradiância total prevista para o plano do painel ( ), para três dias de Dezembro, na central de Vila do Bispo. .................. 88
Figura 5.27 – Comparação entre a irradiância total prevista para o plano horizontal
( ) e a irradiância total prevista para o plano do painel
( ), para três dias de Janeiro, na central de Vila do Bispo. ...................... 89
Figura 5.28 – Potência prevista para os três dias do mês de Dezembro, na central em Vila do Bispo. ................................................................................................ 89
Figura 5.29 – Potência prevista para os três dias do mês de Janeiro, na central em Vila do Bispo. .................................................................................................... 90
Figura 5.30 – Comparação dos resultados da previsão da potência produzida pelas quatro centrais, para os três dias de Dezembro. ......................................................... 90
Figura 5.31 – Comparação dos resultados da previsão da potência produzida pelas quatro centrais, para os três dias de Janeiro. ............................................................ 91
Figura 5.32 – Comparação dos resultados normalizados da previsão da potência produzida pelas quatro centrais, para os três dias de Dezembro. ........................................ 92
Figura 5.33 – Comparação dos resultados normalizados da previsão da potência produzida pelas quatro centrais, para os três dias de Janeiro. ............................................ 92
Figura 5.34 – Comparação dos resultados normalizados da previsão da potência produzida pelas quatro centrais, para dia oito de Janeiro. ................................................ 93
xvii
Lista de Tabelas
Tabela 2.1 - Rendimento eléctrico dos tipos de células fotovoltaicas mais utilizadas (Adaptado de [27]). ................................................................................... 13
Tabela 2.5 – Valores típicos para o albedo de diversas superfícies [43] ........................... 26
Tabela 2.6 – Rácio (η) para diferentes estados do tempo. ........................................... 33
Tabela 2.7 – Rácio para diferentes condições climatéricas. ......................................... 35
Tabela 3.1 – Níveis de Potência instalado considerados. ............................................. 43
Tabela 3.2 – Potência instalada total das centrais apenas licenciadas ou em construção e potência instalada total das centrais activas. ................................................... 52
Tabela 5.1 – NMAPE médio das NN, para conjunto de teste. ........................................ 74
Tabela 5.2 – NMAPE médio da irradiância total horizontal ( resultante das NN, para conjunto teste. .......................................................... 74
Tabela 5.3 – NMAPE médio dos resultados de NN1 e NN2, para os três dias de Dezembro e para os três dias de Janeiro. ........................................................................ 76
Tabela 5.4 – Caracterização das centrais aplicadas no caso de estudo. ........................... 78
xviii
xix
Abreviaturas e Símbolos
Lista de abreviaturas
ALADIN Aire Limitée Adaptation Dynamique Développement InterNational
ANFIS Adaptive Neuro-Fuzzy Inference Scheme
ARMA Autoregressive Moving Average
ARIMA Autoregressive Integrated Moving Average
ARPS Advanced Regional Prediction System
CESAM Centro de Estudo de Céu e Mar
CdTe Telureto de Cádmio
CIS Disselenieto de Cobre e Índio
CO2 Dióxido de Carbono
CTS Condições de Teste Standard
CC Corrente Continua
DGEG Direcção Geral de Energia e Geologia
DIN Deutsches Institut für Normung
ECMWF European Center for Midrange Weather Forecast
ECS Sistema Condensador de Energia
EPIA European Photovoltaic Industry Association
FEUP Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto
FV Fotovoltaica
GEE Gases de Efeito de Estufa
GEM Global Environment Multiscale Model
GEM-LAM Global Environmental Multiscale Limites Area Model
GFS Global Forecast System
GMT Greenwich Mean Time
GME Global Weather Forecast Model
IGCM Intermediate General Circulation Model
IDW Inverse Distance Weighted
IEA International Energy Agency
xx
MARL Mercado Abastecedor da Região de Lisboa
MLP MultiLayer Perceptron
MM5 Fifth Generation Penn State / NCAR Mesoscale Model MM5
UE União Europeia
Lista de símbolos
Amódulo Área do módulo
CA CS Coeficientes usados no dimensionamento de sistemas FV isolados
CU Capacidade útil
dn Dia do ano
ET Constante de ajuste relacionada com a velocidade de translação da Terra em
torno do sol
Radiação solar incidente num instante t
hg Irradiância global horária
hb Irradiância directa horária
hd Irradiância difusa horária
ht Irradiância total horária
hg_hor Irradiância global horária no plano horizontal
hb_hor Irradiância directa horária no plano horizontal
hd_hor Irradiância difusa horária no plano horizontal
hb_inc Irradiância directa horária no plano do painel
ht_inc Irradiância total horária no plano do painel
hg_hor_TUL Dados históricos de irradiância global horária no plano horizontal para
Oklahoma
hb_hor_TUL Dados históricos de irradiância directa horária no plano horizontal para
Oklahoma
hd_hor_TUL Dados históricos de irradiância difusa horária no plano horizontal para
Oklahoma
hg_hor_TUL_OUTPUT Irradiância global horária no plano horizontal para Oklahoma resultante da
soma das saídas das redes neuronais um e dois
hb_hor_TUL_OUTPUT Irradiância directa horária no plano horizontal para Oklahoma resultante da
saída da rede neuronal um
hd_hor_TUL_OUTPUT Dados históricos de irradiância difusa horária no plano horizontal para
Oklahoma resultante da saída da rede neuronal dois
hg_hor_prev Dados de previsão de irradiância global horária no plano horizontal fornecidos
pela SmartWatt
hg_hor_prev Irradiância extraterrestre
xxi
hb_hor_ prev:OUTPUT Previsão de irradiância directa horária no plano horizontal resultante da rede
neuronal um
hd_hor_prev_OUTPUT Previsão de irradiância difusa horária no plano horizontal resultante da rede
neuronal dois
ht_hor_prev Previsão de Irradiância total horária para o plano horizontal resultante da
soma das saídas das redes neuronais um e dois
hsolar Hora solar
hGMT Hora Greenwich Mean Time
Hb Radiação directa diária
Hd Radiação difusa diária
Ht Radiação total diária
H0 Radiação extraterrestre média diária
Índice de claridade médio anual
NOCT Temperatura de operação nominal da célula
Pprev Previsão de potência
Rb Coeficiente de correcção da radiação directa
TC Temperatura da célula
Vmp Tensão no ponto de potência máxima
Declinação solar
ηFV Eficiência do módulo fotovoltaico
ηMPPT Eficiência total do sistema inversor
ρ Reflectividade do solo, albedo
φ Latitude
Ângulo solar
Ângulo de saída do Sol
ε0 Factor correcção de excentricidade
θz Ângulo zenital
θtilt Ângulo de incidência solar sobre plano inclinado
γt Inclinação adoptada para o painel
Azimute solar
Azimute painel
Ângulo de elevação solar
x Valor na escala real da variável em estudo numa rede neuronal
x’ Valor estandardizado da variável em estudo numa rede neuronal
xxii
Capítulo 1
Introdução
Esta dissertação de mestrado foi realizada no âmbito do Mestrado Integrado em
Engenharia Electrotécnica e de Computadores, na Faculdade de Engenharia da Universidade
do Porto (FEUP).
Neste capítulo será apresentado a temática da dissertação, de forma a enquadrar a
importância da dissertação no panorama energético actual, assim como a motivação e os
objectivos associados à sua elaboração. No final do capítulo apresenta-se uma descrição
breve da estrutura adoptada para a dissertação.
1.1 - Enquadramento
Ao longo da história, as necessidades energéticas das sociedades têm vindo a aumentar,
particularmente após a Revolução Industrial. O aumento verificado no consumo de energia
tem sido satisfeito pela utilização do carvão, do petróleo e, mais recentemente, do gás
natural [1].
Embora se reconheça o papel dos combustíveis fósseis como recursos essenciais para as
necessidades presentes da economia e da segurança energética, estes implicam também
elevados impactos ambientais a nível local e global, sobretudo no que respeita a emissões de
gases com efeito de estufa (GEE) [2].
Na sequência da Convenção Quadro das Nações Unidas sobre Alterações Climáticas de
1992, a comunidade internacional adoptou, em 11 de Dezembro de 1997, o Protocolo de
Quioto. Nos termos desse protocolo, a Comunidade Europeia e os seus Estados membros
estabeleceram uma meta de redução global de 8% das emissões de GEE, sendo definidas, ao
abrigo do compromisso comunitário de partilha de responsabilidades, metas diferenciadas
para cada um dos Estados membros. Neste âmbito, Portugal obrigou-se a limitar o aumento
das suas emissões a 27% relativamente aos valores de 1990 [3].
Recentemente, o Parlamento Europeu aprovou o pacote clima-energia. O objectivo da
nova legislação é que a União Europeia reduza em 20% (ou em 30%, se for possível chegar a
um acordo internacional) as emissões de GEE, eleve para 20% a quota-parte das energias
renováveis no consumo de energia e aumente em 20% a eficiência energética até 2020. O
2 Introdução
2
pacote fixa também uma meta de 10% de energias renováveis no sector dos transportes até
essa data [4].
Tendo em conta o actual ritmo de exploração, prevê-se que as reservas de petróleo
conhecidas estejam esgotadas, na sua maioria, até ao ano de 2050. O horizonte temporal do
gás natural é um pouco mais alargado e a utilização em larga escala do carvão, cujas reservas
são de alguns séculos, é a mais gravosa em termos ambientais [1].
Dessa forma, a solução para a crise energética tem que ser suportada com utilização em
grande escala das energias renováveis, preservando as reservas de petróleo ainda existentes
[5].
A aposta nas energias renováveis implica uma grande exigência uma vez que, se por um
lado, se torna necessário controlar tecnologias que ainda não estão totalmente estabilizadas
por outro, é necessário estabelecer um justo equilíbrio entre os incentivos dados aos
produtores e a manutenção de tarifas competitivas, o que requer gerir de uma forma
dinâmica a oferta de energia e os custos gerais do sistema [6].
As tecnologias associadas às energias renováveis têm recebido uma grande atenção por
parte dos governos, indústria e consumidores, reflectindo a crescente consciencialização dos
benefícios sociais, económicos e ambientais, que estas oferecem [7].
Após a explosão do investimento na energia eólica, tem-se verificado um crescente
interesse na energia solar fotovoltaica (FV). Analisando a Figura 1.1 é possível verificar a
potência instalada dos aproveitamentos fotovoltaicos, a nível mundial, até ao ano 2008.
Figura 1.1 - Capacidade FV acumulada instalada, por região, a partir do ano de 1998 até 2008 [8].
No final de 2008, a capacidade FV acumulada, a nível mundial, era próxima de 15 GW. A
Europa abarca cerca de 65% desse valor (9 GW), Japão 15% (2.1 GW) e os Estados Unidos 8%
(1.2 GW) [8].
Na Figura 1.2 é feita uma desagregação da produção FV por regiões e é facilmente
observável o peso da Espanha e da Alemanha na produção fotovoltaica a nível mundial, nos
últimos anos.
Enquadramento 3
Figura 1.2 - Capacidade FV acumulada instalada, por região, a partir do ano de 1998 até 2008 [8].
Como se pode verificar pela análise dos últimos dois gráficos, a UE é a principal força no
mercado fotovoltaico mundial. Para além de ser a maior produtora de energia FV, representa
também cerca de 80% da potência instalada [9].
Os sistemas fotovoltaicos podem ser divididos em dois grandes grupos, os sistemas ligados
à rede e os sistemas autónomos. Nos sistemas autónomos, o aproveitamento da energia solar
precisa de ser ajustado à procura energética, uma vez que a energia produzida não
corresponde, na maior parte das vezes, à procura pontual de energia de um consumidor
concreto. Deste modo, torna-se obrigatório considerar sistemas de armazenamento (baterias)
e meios de apoio complementares de produção de energia (sistemas híbridos) [10].
O crescimento acumulado na capacidade dos módulos fotovoltaicos, desde 1992, nas duas
principais aplicações destes módulos, ligado à rede ou isolados, é ilustrado na Figura 1.3 [11].
Figura 1.3 - Potência FV instalada acumulada (Adaptado de [11]).
Conforme se deduz da leitura da Figura 1.3, o crescimento das instalações ligadas à rede
tem sido exponencial.
Este crescimento tenderá a acentuar-se nos próximos anos, uma vez que o potencial de
construção de sistemas solares fotovoltaicos em várias áreas do planeta, como as
representadas pelas áreas a preto assinaladas no mapa-mundo da Figura 1.4, permitiria
produzir mais energia do que o total das necessidades mundiais de energia primária (supondo
uma eficiência da conversão de 8%). Dessa forma, toda a energia consumida actualmente,
incluindo calor, electricidade, combustíveis fósseis, etc., seria produzida sob a forma de
electricidade através de células solares [12].
Figura 1.4 – Mapa Mundial com irradiância solar média durante três anos (1991 a 1993 - 24 horas por dia), tendo em conta a nebulosidade (obtida a partir de satélites meteorológicos) [11].
Em Março de 2009, no evento “Semana da Energia Sustentável”, realizado em Bruxelas, a
Comissão Europeia apresentou o Plano Estratégico Europeu Tecnológico para as Energias
Renováveis. Neste plano, a energia solar desempenha um papel estratégico, na medida em
que, segundo os objectivos definidos no mesmo, terá de garantir 15% dos consumos de
electricidade dos países da UE até 2020 (12% pela produção FV de electricidade e 3% através
de sistemas solares térmicos) [13].
Para apoiar os Estados-Membros na realização destes objectivos, a Comissão Europeia
está a impulsionar parcerias público/privadas de forma a mais rapidamente implementar e
colocar no terreno as tecnologias que utilizam a energia solar. A construção de grandes
centrais solares, a integração urbana (“cidades solares”) e a electrificação rural no interior
de cada país, assim como as interligações entre os países membros, contribuirão para
acelerar o processo de implantação [13].
O potencial solar fotovoltaico dos países da UE encontra-se representado na Figura 1.5.
Enquadramento 5
Figura 1.5 - Mapa do potencial fotovoltaico na Europa [14].
Como é possível verificar os países situados no sul da Europa apresentam os índices de
potencial mais elevados, o que aconselharia a um forte investimento neste tipo de sistemas.
Neste contexto de maior ou menor potencial fotovoltaico, importa salientar a Alemanha no
que diz respeito à relação entre o potencial que apresenta e o investimento feito.
No final de 2006, quase 88% de todas as instalações solares fotovoltaicas da UE ligadas à
rede situavam-se na Alemanha [15]. Este país apresentou, entre 2006 e 2007, o mais rápido
crescimento do mercado fotovoltaico do mundo. Em 2008, apresentava aproximadamente
5,337 MWp de potência FV instalada, o que correspondia a cerca de 35% da capacidade FV
mundial [16]. A indústria FV alemã cria mais de 10.000 postos de trabalho na produção,
distribuição e instalação [15]. Assim, mesmo não apresentando um potencial elevado, o forte
investimento feito na Alemanha na tecnologia solar FV trouxe benefícios em termos sociais,
económicos e ambientais.
Na Figura 1.6, é possível verificar que no final de 2008, a Alemanha representava uma
grande parte da potência FV acumulada instalada na Europa, imediatamente seguida pela
Espanha.
6 Introdução
6
Figura 1.6 - Potência FV acumulada instalada nos países da UE no final de 2008 (laranja - MWp).
Potência FV instalada nos países da UE durante 2008 (verde – MWp) [9].
No resto do mundo, é de realçar três grandes forças no âmbito da energia solar FV: os
Estados Unidos da América, a Coreia do Sul e o Japão.
Relativamente ao futuro é de prever que, nos próximos anos, os sistemas fotovoltaicos
tenham uma implementação progressiva no Mundo, uma vez que o crescimento da população
e o uso cada vez mais intensivo de equipamentos de todo o tipo têm aumentado os consumos
energéticos.
Procura-se atingir um sistema de produção de energia global sustentável que não coloque
em causa o planeta, mas garanta as necessidades da humanidade. Os sistemas fotovoltaicos
possuem argumentos muito fortes e são considerados essenciais para alcançar esse objectivo.
A redução do preço e o aumento da eficiência dos painéis fotovoltaicos são bons indicadores
disso, revelando o grande investimento que se tem efectuado no sector.
Numa perspectiva a curto/médio prazo, segundo o relatório de previsões até 2013 da
EPIA, é esperado que a Alemanha se mantenha como o maior mercado fotovoltaico na
Europa, com papeis cada vez mais importantes da França e Itália. Se forem levantadas as
restrições rígidas impostas pelo governo espanhol que limitam o mercado fotovoltaico anual,
entre 2009 e 2011, a 500 MW, a EPIA prevê que estes quatro países representem mais de 75%
do mercado europeu até 2013 [8].
Numa perspectiva a longo prazo, a evolução prevista para os diversos tipos de aplicação
dos sistemas fotovoltaicos até 2030 é representada na Figura 1.7.
Importância da Previsão 7
Figura 1.7 - Previsão da evolução das aplicações fotovoltaicas até 2030 (Adaptado de [17]).
Pode constatar-se que as instalações associadas a consumidores particulares apresentam
tendência para desaparecer, mas, no entanto, as aplicações de sistemas isolados, quer no
plano industrial, quer no plano rural vão aumentar, nomeadamente nos países
subdesenvolvidos. Os sistemas ligados à rede tenderão a perder uma fracção do seu domínio
no mercado de aproximadamente 25%, até 2030.
A longo prazo prevê-se que a energia solar FV contribua cada vez mais para a produção
de energia com o objectivo de satisfazer os consumos totais energéticos [18].
A Europa será responsável por um número elevado de exportações de equipamentos
fotovoltaicos para o resto do mundo. Este crescimento previsto na UE permitirá criar entre
200 a 400 mil postos de trabalho, muitos deles ligados à instalação [19].
Após 2030, prevê-se um contínuo aumento da eficiência dos painéis até se atingir um
desempenho na conversão de energia na ordem dos 30-50%, que permitirá um uso muito
eficiente das áreas disponíveis. As previsões apontam para que, praticamente, todos os novos
edifícios estarão equipados com um sistema fotovoltaico e que muitos deles sejam produtores
conectados à rede eléctrica [19].
Quanto a Portugal, num cenário mais realista, elaborado para a próxima década, espera-
se que a microgeração tenha o peso de dez por cento no mercado português. O principal
benefício será a redução de perdas na rede eléctrica, O estudo sobre o impacto da
microgeração na rede eléctrica [20], revela que é possível evitar anualmente a perda de 3437
GWh, o equivalente a 370 toneladas de CO2 evitadas e a uma poupança de 22 milhões de
euros.
A muito longo prazo, existem previsões que estimam que por volta do ano 2050, numa
escala global, será produzida cerca de 30.000 TWh de electricidade, anualmente, com origem
em sistemas fotovoltaicos [21].
1.2 - Importância da Previsão
Nesta primeira década do século XXI, e como comprovado na secção anterior, a energia
solar FV é aquela que mais tem crescido, em termos relativos [22].
O aumento da intensidade de utilização da energia solar, recurso endógeno com elevado
grau de volatilidade e variabilidade [23], obriga ao desenvolvimento de técnicas de previsão
0,00%
20,00%
40,00%
60,00%
80,00%
100,00%
2006 2010 2020 2030
Perc
enta
gem
da E
volu
ção d
os
Tip
os
Aplicações
Ano
Consumidores particulares
Isolados, aplicações Indústriais
Isolados, aplicações Rurais
Ligados à rede
8 Introdução
8
da potência solar FV, de forma a constituir a chave de sucesso para a sua cada vez maior
integração na rede eléctrica. É fundamental o contínuo desenvolvimento de sistemas técnicos
de previsão, tendo em conta o seu papel fundamental em diversos pontos:
Garantir a segurança de abastecimento;
Ajudar a resolver problemas de gestão de congestionamento;
Gerir o despacho económico e pré-despacho;
Planear reserva secundária e reserva terciária;
Planear a gestão do armazenamento de energia;
Planear os trânsitos nas interligações;
Operar nos mercados de electricidade [24].
É essencial que os resultados obtidos com estes sistemas apresentem elevado grau de
fiabilidade, pois só assim se pode minimizar os problemas de injecção de potência solar FV na
rede. Dependendo do horizonte temporal, os sistemas de previsão podem auxiliar no
despacho do sistema electroprodutor ou apoiar nas decisões de expansão da rede eléctrica
[23].
Os sistemas de previsão são, também, caracterizados pelo seu horizonte temporal, que
corresponde ao período para o qual o sistema fornece valores de previsão. Não existe um
consenso relativamente à definição destes intervalos (difere com o autor que os define) e
depende do tipo de fonte renovável.
Já existem modelos de previsão de produção para algumas tecnologias, tais como a
energia hídrica e a energia eólica.
Relativamente à previsão de energia hídrica, esta é caracterizada pela fulcral
importância dada ao planeamento e estratégia de operação. Consiste em conhecer-se
antecipadamente o planeamento de produção, de forma a realizar a previsão de
afluências [25].
Quanto à previsão de energia eólica, existem diversos modelos de previsão que
necessitam de valores de previsão de variáveis meteorológicas, como por exemplo a
velocidade e direcção do vento. A principal diferença entre os modelos reside na forma como
estas variáveis são transformadas em valores de potência. Apresentam-se, assim, dois grandes
grupos de sistemas de previsão de potência eólica, Modelos Físicos e Modelos Estatísticos. Os
Modelos Físicos utilizam as curvas de potência dos aerogeradores para fornecer valores de
potência prevista. Os Modelos Estatísticos relacionam os valores históricos com as previsões
das variáveis meteorológicas [25].
A previsão de produção FV pode assim constituir-se como uma ferramenta útil em
diversas situações, tais como para participação em mercados de electricidade, gestão do
sistema, auxílio no planeamento de operação (congestionamento, Unit Commitment e
despachos), bem como, para auxílio na gestão de operação e manutenção nas próprias
instalações solares fotovoltaicas.
Para sistemas fotovoltaicos definimos os seguintes períodos de previsão:
Muito Curto Prazo – Horizonte temporal de menos de 60 minutos;
Curto Prazo – Horizonte temporal até uma semana;
Para além da previsão, existem modelos de avaliação de recurso, com análise de séries
anuais.
Motivação e Objectivos 9
A base para a previsão das fontes renováveis descritas são as previsões meteorológicas de
velocidades de vento, pluviosidade, temperatura e radiação.
Para concluir, a essência desta dissertação justifica-se, na medida em que, a previsão é
aplicada numa grande variedade de situações, nomeadamente, na resolução de problemas
associados à intermitência de recurso renovável e à sua crescente integração.
1.3 - Motivação e Objectivos
Quando se aborda a temática energias renováveis, associa-se imediatamente a fontes
intermitentes e variáveis que não se conseguem controlar e despachar. Com a grande
penetração de energia eólica, este aspecto tem-se revelado fulcral, tendo-se assistido nos
últimos anos a um desenvolvimento de ferramentas de previsão a curto prazo. Actualmente
assistimos também a um desenvolvimento importante da produção solar FV. A produção solar
FV é aparentemente mais fácil de prever, no entanto, as ferramentas de previsão existentes
são baseadas em metodologias de simulação de produção.
O fotovoltaico é considerado o símbolo tecnológico de futuro para o sistema de
abastecimento de energia sustentável em diversos países [21].
A motivação associada à elaboração desta dissertação assenta na necessidade actual de
desenvolver ferramentas de previsão de produção de energia solar FV, a curto prazo, baseada
em previsões meteorológicas de irradiância global horizontal e temperatura.
A obtenção de resultados fiáveis através destas ferramentas permitirá uma
implementação mais robusta e eficaz das centrais fotovoltaicas no planeamento de pré-
despacho e despacho dos sistemas eléctricos de energia, assim como possibilitará um
tratamento mais eficaz de situações de congestionamentos e de necessidades de manutenção
dos respectivos parques.
Os objectivos definidos para a dissertação são:
Identificar os tipos de metodologias existentes actualmente para prever a
produção de centrais fotovoltaicas, assim como identificar os pressupostos e as
variáveis de cada uma destas metodologias e o seu enquadramento aplicacional.
Caracterizar a situação actual da produção solar FV em Portugal, identificando
locais, potência instalada, características das centrais.
Desenvolver ferramentas de previsão de irradiância directa e difusa a partir de
previsões de irradiância global horizontal, para curto prazo.
Analisar e comparar os resultados obtidos na desagregação da irradiância global
horizontal nas suas componentes directa e difusa com os dados de irradiância
global, directa e difusa que foram disponibilizados.
Desenvolver ferramentas de simulação e previsão de produção para centrais
fotovoltaicas a partir das previsões de irradiância obtidas e de previsões
meteorológicas, para curto prazo.
Aplicar o processo desenvolvido às centrais fotovoltaicas cujos dados de
irradiância e temperatura e características das mesmas foram disponibilizados.
Analisar os resultados de previsão de produção calculada a partir das séries de
irradiância directa e difusa.
10 Introdução
10
1.4 - Estrutura da Dissertação
No capítulo 2, é feita uma análise e descrição de modelos existentes de previsão de
produção de energia para sistemas fotovoltaicos isolados ou ligados à rede. São também
apresentados factores que condicionam a produção de energia FV de uma central.
No capítulo 3, é feita a caracterização da situação FV em Portugal. Inicialmente é
apresentado o potencial da radiação solar de Portugal, tendo em conta dados obtidos em
anos médios. Após contactos estabelecidos com as diferentes entidades responsáveis pelas
instalações fotovoltaicas em Portugal foi possível apresentar a evolução, desde 2006 até à
actualidade, da potência instalada, tipos de materiais utilizados nos painéis, sistemas
mecânicos de seguimento e potência instalada por distrito. Desta forma, no final deste
capítulo será possível perceber com clareza o panorama do fotovoltaico em Portugal.
No capítulo 4, apresenta-se a metodologia utilizada para se atingir os objectivos
propostos para a dissertação. Com esta metodologia pretende-se desagregar a irradiância
global em directa e difusa, componentes necessárias para posterior estimativa de produção
em centrais com diferentes características de seguimento.
No capítulo 5, são apresentados os resultados obtidos com este trabalho. Aplicou-se a
metodologia a quatro centrais fotovoltaicas e foi feita uma análise, passo a passo, dos
resultados obtidos com a mesma.
No capítulo 6, apresentam-se as conclusões obtidas com o trabalho. Procurar-se-à fazer
uma análise crítica dos resultados obtidos, encontrando possíveis erros e pontos de
melhoramento, bem como apresentar-se algumas perspectivas para trabalhos futuros.
1.5 - Dados Utilizados na Dissertação
Ao longo da dissertação foram utilizados um conjunto de dados essenciais, a saber:
Dados sobre as centrais solares fotovoltaicas existentes em Portugal (fornecidas pelas
entidades responsáveis pelas centrais): a localização das centrais, características das
mesmas, datasheets dos painéis e dos inversores utilizados, existência ou não de
sistemas mecânicos de seguimento, etc.
Dados históricos de irradiância global horizontal, directa e difusa para a Tulsa,
Oklahoma, Estados Unidos da América para o ano de 2009.
Dados de previsões meteorológicas para os locais onde estão instaladas as centrais:
irradiância global horizontal e temperatura (fornecidas pelo Professor Alfredo Rocha
da Universidade de Aveiro e Investigador do Centro de Estudo de Céu e Mar (CESAM),
por intermédio da Empresa SmartWatt). Os valores de previsão da irradiância global
sobre superfície horizontal e temperatura ambiente foram fornecidos sob a forma de
séries temporais, em intervalos de 15 minutos para todas as horas do dia,
relativamente aos meses de Dezembro de 2009 e Janeiro de 2010. O modelo utilizado
efectua previsões quatro vezes por dia para um horizonte temporal máximo de 72
horas (três dias).
Capítulo 2
Estado da Arte
2.1- Introdução
Neste capítulo são apresentados diversos aspectos associados aos sistemas fotovoltaicos,
assim como, diversos modelos existentes associados à energia solar. Inicialmente, é feita uma
descrição sumária dos sistemas fotovoltaicos, no qual o maior relevo é dado aos factores que
condicionam a produção FV. Seguidamente, são apresentados diversos modelos através dos
quais é feito a previsão de radiação solar em relação a um determinado local. Por fim são
descritos alguns dos modelos de simulação e de previsão de produção existentes.
Com esta caracterização do estado de arte será possível compreender melhor a
contribuição das metodologias apresentadas nesta dissertação.
2.2- Sistemas Fotovoltaicos
As células, os módulos e os sistemas fotovoltaicos tiveram grande desenvolvimento nos
últimos 25 anos do século XX, tendo-se verificado melhorias significativas na performance e
redução dos custos por unidade de área. A variedade das tecnologias das células e dos
módulos fotovoltaicos disponíveis comercialmente ou em desenvolvimento expandiu-se
grandemente [21].
Actualmente, a energia solar FV é uma das alternativas mais credíveis na produção de
energia eléctrica, no âmbito das energias renováveis.
A tecnologia solar FV é considerada uma das opções mais adequada para a electrificação
das populações em localizações remotas [26] e do ponto de vista da engenharia, a
modularidade é talvez a característica mais atractiva desta tecnologia. Esta permite que
sejam projectadas instalações de produção de electricidade desde alguns W até valores de
muitos MW, de forma a satisfazer e ir de encontro às necessidades específicas, possibilidade
que é conseguida seguindo regras básicas de engenharia eléctrica. Esta propriedade associada
com o facto de a tecnologia estar preparada e dimensionada para funcionamento autónomo,
assim como outras características como pesos leves dos sistemas, reduzidas necessidades de
manutenção e tempo de vida longos das tecnologias, levou as pessoas a considerar os
sistemas baseados em energia FV como uma opção atractiva [21].
12 Estado da Arte
12
2.2.1 Classificação e caracterização
As instalações solares fotovoltaicas podem ser divididas em dois grandes grupos. No
primeiro incluem-se os clientes com contrato de fornecimento de energia eléctrica em baixa
tensão e unidades de microprodução de electricidade monofásica em baixa tensão com uma
potência de ligação de até 5,75 kW, instalada no local de consumo. O Decreto-Lei nº.
363/2007 define este grupo como microgeração. Dentro deste grupo temos dois regimes
remuneratórios, o bonificado até 3,68 kW e o geral para as restantes unidades de
microgeração. O segundo grupo inclui as restantes instalações, consideradas grandes centrais
solares fotovoltaicas. O critério de inclusão num dos dois grupos é a potência instalada.
Os sistemas fotovoltaicos implementados podem, globalmente, apresentar diferentes
configurações consoante o objectivo a que se destinam e os orçamentos disponíveis. Os seus
principais elementos são as baterias, inversores e painéis fotovoltaicos, mas podendo também
apresentar diferentes tipos de sistemas mecânicos de seguimento e reguladores de carga.
2.2.2 - Factores que Influenciam a Produção de Energia Solar Fotovoltaica
A produção solar FV de uma central é influenciada por diferentes aspectos, sendo os
principais factores que afectam a produção abordados de forma sucinta nos pontos seguintes.
2.2.2.1. Características das Células Solares Fotovoltaicas
A funcionalidade de uma célula solar consiste em converter directamente a energia solar
em electricidade. O processo de conversão mais comum é realizado através do efeito
fotovoltaico [27].
A escolha do tipo de células solares vai influenciar a capacidade de produção dos parques
solares fotovoltaicos. Apresenta-se de seguida os três principais tipos de células solares:
As células monocristalinas de Silício (Si-m) constituem a primeira geração. O seu
rendimento eléctrico é relativamente elevado, mas as técnicas utilizadas na sua
produção são complexas e dispendiosas. Por outro lado, é necessária uma grande
quantidade de energia no seu fabrico, devido à exigência de utilização de materiais
em estado muito puro e com uma estrutura cristalina perfeita [27].
As células policristalinas de Silício (Si-p) têm um custo de produção inferior uma vez
que necessitam de menos energia para o seu fabrico, mas no entanto apresentam um
rendimento eléctrico inferior. Esta diminuição de rendimento é causada pela
imperfeição do cristal, devido ao sistema de fabrico [27].
As células de silício amorfo (Si-a) apresentam um custo de produção mais reduzido,
mas em contrapartida o seu rendimento eléctrico é também o menor. As células de
silício amorfo são películas muito finas, o que permite a sua utilização como material
de construção, tirando ainda proveito energético [27].
Na Tabela 2.1, são apresentados os valores típicos para o rendimento eléctrico dos
diversos tipos de células fotovoltaicas, rendimento este que vai condicionar a produção da
central.
Software de Dimensionamento de Sistemas Fotovoltaicos 13
Tabela 2.1 - Rendimento eléctrico dos tipos de células fotovoltaicas mais utilizadas (Adaptado de [27]).
Rendimento
típico [%]
Máximo registado em
aplicações [%]
Rendimento máximo registado em
laboratório [%]
Si-m 12-15 22.7 24.0
Si-p 11-14 15.3 18.6
Si-a 6-7 10.2 12.7
Existem ainda outros tipos de células que se tem vindo a desenvolver nos últimos anos:
Células de Telureto de Cádmio (CdTe). Estas constituem o concorrente mais recente
do Si-m, Si-p e Si-a no mercado fotovoltaico para geração de potência, também na
forma de filmes finos. O recorde de eficiência de células individuais de pequenas
áreas em laboratório situa-se na ordem dos 18%, enquanto, os painéis solares
encontrados no mercado internacional apresentam eficiência entre 7% e 9% [28].
Células de Disselenieto de Cobre e Índio (CIS). Estas serão, num futuro próximo, outro
sério concorrente no mercado fotovoltaico, uma vez que possuem potencial para
atingir eficiências relativamente elevadas. Actualmente, as células CIS de pequenas
áreas, produzidas em laboratório, apresentam eficiências em torno dos 19,9%. Painéis
com grandes áreas (actualmente em escala piloto com aproximadamente 0,38 m2)
devem estar disponíveis no mercado dentro em breve, com eficiências de 9-10% [28].
A potência máxima de uma única célula FV não excede 2 W, aproximadamente, o que é
manifestamente insuficiente para a maioria das aplicações. Desta forma, as células
fotovoltaicas são agrupadas em série e/ou em paralelo formando módulos ou painéis [29].
A organização das células nos módulos pode ser feito conectando-as em série ou em
paralelo. Ao conectar as células em paralelo, a corrente total do módulo é dada pela soma
das correntes de cada célula e a tensão do módulo é igual à tensão da célula. A conexão mais
comum de células fotovoltaicas em módulos é o arranjo em série. Este consiste em agrupar o
maior número de células em série onde se soma a tensão de cada célula chegando ao valor
final de tensão pretendido [30].
Os módulos fotovoltaicos constituídos através de ligações em série e em paralelo,
apresentam uma maior unidade do ponto de vista eléctrico e mecânico. De forma a minimizar
as perdas de potência no sistema, só se deverá utilizar módulos do mesmo tipo [10].
No caso de se tratar de grandes instalações, os módulos ou painéis fotovoltaicos podem
ser agrupados em série e/ou paralelo de modo a obter os valores de tensão pretendidos.
Ao contrário de outras tecnologias, os sistemas fotovoltaicos raramente operam em
condições nominais de funcionamento. O funcionamento nominal apenas ocorre nas condições
de referência (CTS) [10].
Os principais factores que influenciam as características eléctricas de um painel são a
radiação incidente e a temperatura das células [30].
14 Estado da Arte
14
2.2.2.2. Efeito da Radiação
De uma forma geral pode afirmar-se que a corrente produzida nos módulos aumenta de
forma linear com o aumento da Intensidade luminosa [30]. Assim, quando a irradiância desce
para metade, a electricidade produzida reduz-se também para metade [10].
No entanto, o valor da tensão permanece relativamente constante com as variações da
radiação solar. Na Figura 1.1, pode constatar-se que para um módulo standard de 50 Wp, a
alteração máxima da tensão MPPT produzida pelas variações da irradiância é de
aproximadamente 4 V. Porém, dado que a maioria dos sistemas fotovoltaicos possuem vários
módulos fotovoltaicos ligados em série, a tensão MPPT poderá variar dentro de um intervalo
de 40 V, devido às variações da radiação. Para níveis baixos de radiação (apenas alguns
W/m2) a tensão cairá. Os inversores passam então a operar ao nível da tensão
correspondente, isto é, o ponto operacional do inversor para irradiâncias baixas deixa de ser
o MPPT [10].
Figura 2.1 - Curvas I-U do módulo para diferentes irradiâncias, a uma temperatura constante (adaptado de [10]).
Conclui-se assim, que a variação da irradiância incidente é um dos principais factores que
condicionam a produção FV de uma instalação.
2.2.2.3. Efeito da temperatura
O aumento da temperatura na célula faz com que a eficiência do módulo caia, baixando
assim os pontos de operação para a potência máxima gerada [30].
A tensão do módulo é sobretudo afectada pela temperatura da célula. O desvio da tensão
para o módulo em análise, sob condições CTS, pode elevar-se a -8 V no Verão e a +10 V no
Inverno. As variações da tensão do módulo estabelecem a tensão do sistema e,
consequentemente, têm uma forte influência na concepção do sistema fotovoltaico. No
Inverno, quando temos vários módulos ligados em série, esta condição poderá causar um nível
de aumento da tensão, podendo ser superior a 100 V, o que leve a que seja ultrapassada a
tensão máxima permitida pelos dispositivos situados a jusante. No Verão, a redução da
Software de Dimensionamento de Sistemas Fotovoltaicos 15
potência útil do módulo fotovoltaico para altas temperaturas pode elevar-se a 35%, em
comparação com as condições de referência, como se pode verificar na Figura 2.3. De forma
a minimizar esta perda de potência, os módulos fotovoltaicos devem poder dissipar este
excesso de calor para o exterior, recorrendo a ventilação suficiente. Note-se que, as
variações de temperatura não têm um efeito significativo na corrente, verificando-se apenas
um ligeiro aumento com o aumento da temperatura [10].
Figura 2.2 - Curvas I-U do módulo para diferentes temperaturas e para uma irradiância constante de 1000 W/m2 (adaptado de [10]).
Figura 2.3 - Potência do módulo para diferentes temperaturas e para uma irradiância constante de 1000 W/m2 (adaptado de [10]).
2.2.2.4. Efeito da Velocidade do Vento
Numa primeira fase de dimensionamento dos sistemas fotovoltaicos, é necessário
proceder-se ao estudo de dados históricos de velocidade do vento, relativamente ao local
onde se pretende instalar a central, tendo em conta os esforços que estes exercem
16 Estado da Arte
16
relativamente às instalações. Só assim é possível dimensionar de forma correcta as
instalações.
Relativamente à influência da velocidade do vento na produção FV, esta reflecte-se no
cálculo da temperatura da célula. Este parâmetro influência posteriormente a potência
produzida pela instalação, na medida em que faz o ajuste do rendimento ou da potência do
painel, em cada instante.
Existem diversas formulações para calcular a temperatura da célula, apresentando-se em
seguida duas das formulações existentes. A opção por uma delas está dependente, em vários
casos dos dados disponíveis.
(2.1)
Onde:
é a temperatura da célula, (K);
é a temperatura ambiente, (K);
é o coeficiente de absorção da radiação;
é a irradiância incidente, (W/m2);
corresponde à tensão na célula, (V);
corresponde à corrente na célula, (A);
é superfície de cada célula onde incide a radiação, (m2);
é a velocidade do vento, (m/s)
são as componentes fixa (WK-1m-2) e variável (JK-1m-3) do factor de perdas
térmicas do colector, respectivamente.
(2.2)
Onde:
irradiância total plano do painel, (W/m2);
é o Nominal Operationg Cell Temperature, temperatura de funcionamento
nominal da célula, fornecido pelos fabricantes, (ºC);
corresponde à temperatura ambiente prevista para o mesmo instante da
previsão, (ºC);
2.2.2.5. Efeito da Inclinação e Orientação dos Módulos Solares
A orientação definida para a instalação solar tem por consequência diferentes níveis de
radiação. Para instalações fixas, situadas no hemisfério norte, a orientação que maximiza a
quantidade de radiação aproveitável coincide com o Sul geográfico. Para instalações no
hemisfério sul, a orientação que maximiza a quantidade de radiação aproveitável coincide
Software de Dimensionamento de Sistemas Fotovoltaicos 17
com o Norte geográfico. Desvios para Leste traduzem-se num avanço à captação e desvios
para Oeste num atraso à captação (1 hora por cada 15º) [31].
Figura 2.4 – Variação da disposição da instalação solar e diferenças na captação [31]
A quantidade de radiação solar captada numa superfície é maximizada quando esta se
encontra posicionada perpendicularmente à radiação. Este facto deve-se à variação angular
da absorção (α) e à reflexão (ρ), assim como ao percurso realizado pela radiação na
atmosfera, Figura 2.5 [31].
Figura 2.5 – Influência do percurso realizado na atmosfera pela radiação [31].
A inclinação dos painéis solares deverá optimizar a captação de radiação solar, tendo em
conta a variação da elevação e do azimute solar ao longo do ano, como se pode ver pela
Figura 2.6.
18 Estado da Arte
18
Figura 2.6 – Inclinação tendo em conta a altura do ano (adaptado de [31]).
O ângulo de inclinação óptimo para os painéis é um valor próximo da latitude do local da
instalação [31].
Em Portugal, a orientação óptima de uma instalação é a direcção Sul, com um ângulo de
35º (β=35º) de inclinação. Neste caso, o nível de radiação é, aproximadamente, 15% maior do
que a captada numa instalação com inclinação de 0º (β=0º) [10].
A implementação de instalações solares em telhados inclinados, com orientações
diferentes à da posição óptima, traduz-se numa menor produção de energia devido à redução
da radiação. Uma orientação para Sudoeste ou Sudeste dos telhados ou uma inclinação entre
20º e 50º implica uma redução máxima da energia produzida de dez por cento. Os telhados
cuja orientação varie ainda mais da posição óptima podem também ser explorados, no
entanto, nesta situação a menor radiação deverá ser equacionada [10].
A utilização das fachadas para a integração de tecnologias solares (β =90°) implica uma
menor produção de energia, devido à redução significativa da radiação [10].
2.2.2.6. Efeito do Uso de Sistemas Mecânicos de Seguimento
O uso de sistemas mecânicos de seguimento para seguir a posição do Sol traduz-se num
aumento de energia produzida [32].
Nos dias de maior radiação, com grande componente de radiação directa, podem obter-se
ganhos elevados de radiação. Mediante a latitude do local em estudo, para dias claros, estes
ganhos podem atingir 50 % no Verão e 300 % no Inverno, quando comparados com sistemas
fotovoltaicos implementados na horizontal. A utilização de sistemas mecânicos de seguimento
apresenta os maiores ganhos na produção de energia no Verão, uma vez que, os ganhos
absolutos no Verão são muito maiores do que no Inverno mas também a proporção de dias
nublados é significativamente maior no Inverno do que no Verão [32].
Temos dois grupos de sistemas mecânicos de seguimento, os de dois eixos e os de um
eixo. Os mecanismos com dois eixos colocam a superfície de captação na posição ideal
relativamente ao Sol. No entanto, estes são muito mais complexos do ponto de vista técnico
do que os sistemas de um eixo. As instalações com sistemas de um eixo podem apresentar
várias configurações. No âmbito da dissertação será de destacar dois tipos: sistema de
Software de Dimensionamento de Sistemas Fotovoltaicos 19
seguimento com um eixo na vertical (ou azimutal), cujo movimento segue o azimute solar;
sistema de seguimento com um eixo na horizontal, seguindo a movimentação horária, diária,
mensal ou anual do sol, em função da elevação solar [32].
Na Europa Central, os sistemas fotovoltaicos com seguimento de dois eixos, podem obter
aumentos de produção na ordem dos 30%. Nos dispositivos de um eixo, este ganho situa-se
nos 20%. Em localizações de maior radiação, o aumento de energia produzida será ainda
maior [32].
Na Figura 2.7, apresenta-se um exemplo da diferença entre captação de radiação entre
uma instalação com sistema de dois eixos e uma instalação sem sistema de seguimento, ao
longo de um dia de Verão e um dia de Inverno, para uma localização com latitude de 50º. É
possível constatar a diferença significativa entre os dois casos, quer para o dia de Verão, quer
para o dia de Inverno [32].
Figura 2.7 – Diferenças na irradiância entre instalação com sistema de dois eixos e instalação na horizontal, em dias sem nuvens, para um local com latitude de 50º (adaptado de [32]).
No entanto, os sistemas mecânicos de seguimento solar são mais complicados, mais caros
e apresentam maiores custos de operação e manutenção. Estes sistemas também deverão
resistir às grandes pressões do vento. Os sistemas de seguimento podem vir equipados com
um sistema de controlo eléctrico, ou ser movido através de meios termo-hidráulicos. Se
utilizamos um sistema de controlo eléctrico será necessária a sua alimentação, o que reduz a
eficiência energética global do sistema. Os sistemas termo-hidráulicos são baseados no
princípio de aquecimento de líquidos e nas diferenças resultantes de pressão. Caso o
mecanismo deixe de funcionar, o sistema fotovoltaico pode ficar imobilizado numa posição
desfavorável, o que conduz a uma diminuição considerável da radiação captada durante o
período de imobilização [32].
2.2.2.7. Outros Efeitos
Existem outros factores que podem influenciar a produção FV de uma instalação. Quando
por algum motivo alguns módulos de uma string ou série ficam encobertos, sombreamento, a
corrente não varia mas a tensão fica reduzida em proporção ao número de módulos
20 Estado da Arte
20
sombreados [33]. No entanto, quando se perdem fileiras ou paralelos por sombreamento,
verifica-se uma redução do valor da corrente, mas o valor da tensão mantêm-se como se
perdesse apenas uma unidade [33]. Desta forma, para que toda a corrente de um módulo não
seja condicionada por uma célula de pior desempenho, usa-se um díodo de passo ou de
“bypass” [30].
Outro factor é o MPPT. A potência máxima varia com as condições ambientais e com a
tensão aos terminais do módulo [29]. Além disso, quando as células fotovoltaicas estão
ligadas a uma carga surgem outros problemas que fazem com que a energia transferida para a
carga raramente corresponda à energia máxima produzida pelo gerador fotovoltaico [34]. De
forma a colocar o módulo fotovoltaico no ponto de operação que corresponde ao valor de
potência máxima, os conversores fotovoltaicos possuem, actualmente, um sistema digital de
cálculo da tensão à potência máxima (para cada par de valores radiação – temperatura),
designado por seguidor MPPT [29]. Estes controladores estão particularmente adaptados para
regular fontes não lineares e forçá-las a trabalhar no ponto de potência máxima, resultando,
assim, uma melhoria global do rendimento da conversão em energia eléctrica [34]. O valor de
referência da tensão é calculado através de um modelo de simulação do comportamento do
módulo fotovoltaico e constitui uma entrada de um conversor CC/CC, que é usado para
ajustar o nível da tensão de saída à tensão de entrada do inversor. Muitas vezes, o próprio
conversor CC/CC é designado (de forma não muito rigorosa) por MPPT. Ao controlar a tensão
de saída do módulo, automaticamente se impõe o valor de corrente, que depende da tensão
de acordo com a curva I-V do módulo fotovoltaico e com o modelo adoptado para a sua
representação [29].
2.2.3 - Previsão da Produção Renovável
Os sistemas e ferramentas de previsão são utilizados no auxílio da gestão de sistemas
eléctricos, com particular relevância para a previsão de carga. Tendo em conta a importância
dos resultados obtidos, a precisão é fundamental para ajudar a um planeamento eficaz e
eficiente. Assim, para se garantir níveis de precisão e fiabilidade mais elevados, os sistemas
de previsão estão constantemente a evoluir e podem ser caracterizados pelo horizonte
temporal das previsões que são feitas [35].
Para que a energia FV produzida seja introduzida, quer no mercado de electricidade,
quer na gestão de redes, é indispensável a existência de ferramentas capazes de efectuar a
sua previsão.
Tipicamente os horizontes temporais definidos são:
Previsão de Muito Curto Prazo: Sistemas de previsão para horizontes temporais desde
alguns segundos até uma hora;
Previsão de Curto Prazo: Previsão para um horizonte temporal compreendido entre
uma hora e uma semana, embora possa entrar no horizonte temporal de muito curto
prazo como no caso desta dissertação (previsão para 15 minutos). Tem particular
importância para a participação no mercado de electricidade diário, embora o
horizonte temporal de previsão necessário seja definido pela exigência do operador
de mercado sobre a antecedência das previsões;
Avaliação de Recurso: Neste caso são analisadas séries anuais.
Software de Dimensionamento de Sistemas Fotovoltaicos 21
Importa ainda referir que em função do horizonte temporal escolhido, os sistemas de
previsão podem auxiliar no despacho do sistema electroprodutor e/ou apoiar nas decisões de
expansão da rede eléctrica [25].
2.3- Modelos de Previsão Associados à Energia Fotovoltaica
Um objectivo principal da dissertação consiste em elaborar modelos de previsão de
produção de centrais solares fotovoltaicas, pelo que se tornou necessário proceder a uma
pesquisa sobre o estado da arte até à data. Procurou-se identificar que tipo de software
executa simulação e previsão de produção e posteriormente identificar metodologias
disponíveis para a previsão de radiação, simulação de produção e previsão de produção.
2.3.1 - Software de Dimensionamento de Sistemas Fotovoltaicos
Todos os softwares apresentados na Tabela 2.2 são baseados em séries temporais de
radiação. Estas podem ser geradas de forma sintética ou reproduzidas a partir de séries
históricas típicas.
Nenhum destes softwares utiliza previsão de produção a curto prazo segundo a
perspectiva apresentada na dissertação.
Tabela 2.2 – Softwares utilizados para dimensionar instalações fotovoltaicas.
Na pesquisa realizada não foram encontrados serviços de previsão a curto prazo. No
entanto, temos conhecimento que existem empresas que começam a oferecer serviços deste