1 energia elétrica e fontes renováveis - DSCE

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Eletrônica de Potência para Geração, Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica
1
J. A. Pomilio
ENERGIA ELÉTRICA E FONTES RENOVÁVEIS
Energia elétrica é o melhor vetor energético disponível na atualidade. Por vetor energético se
entende uma modalidade de energia que pode ser transmitido de um local a outro e pode ser
transformado em outra forma de energia.
Como exemplo, o gás natural, para ser levado de um local a outro, necessita de um gasoduto.
No local de uso, pode ser transformado em calor (por combustão), em movimento (em um motor
de combustão interna) ou em luz (por uma combustão adequada).
Já a eletricidade também pode ser facilmente convertida em energia mecânica, em energia
térmica ou luminosa. Seu transporte é feito por condutores metálicos, ou seja, uma infraestrutura
muito mais simples, segura e de menor custo que um gasoduto, por exemplo.
Outras definições importantes se referem aos conceitos de energia renovável, de energia
alternativa e de energia limpa.
Por energia limpa se entende uma forma de energia que, para sua produção, não leve a
emissão de gases ou outros resíduos nocivos, ou que contribuam para o chamado efeito estufa.
Por energia renovável se entendem as formas de energia que ocorrem na natureza e que são
produzidas continuamente em decorrência da energia absorvida do sol, a qual, para efeitos da
Humanidade, é suposta de duração infinita. Enquadram-se na definição as energias vindas
diretamente do sol (como a fotovoltaica), do vento, da biomassa, do movimento das águas em
geral (maré, ondas, desníveis, etc.).
Em contraposição, as energias não renováveis são aquelas disponíveis na natureza, cuja
formação se deu em longos intervalos de tempo (eras geológicas), de modo que os materiais a que
estão associadas não podem ser repostos com a velocidade exigida pelo consumo. Nesse caso temse o petróleo, gás natural, carvão mineral, urânio, etc.
Por energia alternativa entende-se uma forma de energia que pode vir a substituir outra. Em
geral é associada a fontes para as quais não se tem garantia de produção permanente (como a
eólica), mas que, no entanto, podem (e devem) ser usadas quando disponível, evitando o consumo
de energia proveniente de fontes não renováveis, ou mesmo de renováveis (como a hidrelétrica). O
uso destas fontes alternativas não prescinde de que exista uma fonte perene disponível para ser
utilizada quando necessário, garantindo o fornecimento desejado.
1.1
A Matriz Elétrica Brasileira
A figura 1.1 mostra a evolução da Matriz Energética brasileira, indicando a participação das
fontes de energia. A figura 1.2 mostra a participação relativa de cada fonte. Há um crescimento
absoluto de quase todos os tipos de energia, à exceção da lenha, carvão vegetal e carvão mineral.
Em termos relativos, a eletricidade contribui com pouco menos de 20% do total de energia
consumida no país. Os valores são dados em tonelada equivalente de petróleo (tep). Os valores
somados de álcool e de bagaço de cana superam a energia elétrica. De longe, o grande insumo
energético é o petróleo, usado para praticamente todo o transporte e, em boa parte, também para
outras aplicações, como aquecimento e geração de eletricidade.
Percebe-se, assim, importância da redução do consumo de petróleo. Isso tem como
contrapartida a necessidade de um grande crescimento de produção de outras fontes de energia, de
modo a suprir o que for reduzido em termos de combustíveis fósseis não renováveis.
A figura 1.3 mostra a composição da Matriz Elétrica brasileira, em 2010 e 2011. Mais de
três quartos da eletricidade são de fonte hidráulica. O total de fontes renováveis se aproxima de
http://www.dsce.fee.unicamp.br/~antenor
1-1
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90%, sendo a matriz brasileira a mais “limpa” 1 e sustentável do mundo. O percentual de energia
eólica é muito pequeno (0,5%), mas já aparece na matriz.
Os estudos oficiais sobre a evolução dessa matriz até 2030 indicam uma redução relativa da
fonte hidráulica (embora com aumento no valor absoluto) e um crescimento de outras fontes
renováveis, principalmente a biomassa e a eólica, resultando em um aumento no total de fontes
renováveis. Em termos absolutos, há a previsão de um aumento de todas as fontes, incluindo a
nuclear, gás natural e carvão.
Um conceito importante na concepção do sistema em geral é o de Garantia Física, que é a
energia que uma fonte geradora pode assegurar (antigamente denominada “energia assegurada”) a
um risco de 5%. Essa garantia é calculada por modelos de simulação da operação em base mensal
sobre séries sintéticas de vazões (no caso das hidrelétricas), ou de comportamento do vento (no
caso eólico) utilizando uma determinada política de despacho das usinas. Seguem alguns
exemplos, nos quais se pode comparar a garantia física de alguns tipos de geração.2
Tabela 1.1
Tipo
MW
MW
%
Itaipu
UHE
12.600
8.612
68,3
Ilha Solteira
UHE
3.444
1.949
56,6
Parque Eólico de Osório
EOL
50
17,71
35,4
Canoa Quebrada
EOL
57
20,53
36
Angra II
UTN
1.350
1.204,70
89,2
3
Figura 1.1 Evolução da oferta de energia (por fonte de energia).
1
A questão da emissão de gases, principalmente metano, nos reservatórios das hidrelétricas que ocupam áreas florestais é um ponto
de divergência quando se discute o caráter “limpo” da energia de fonte hidráulica.
2
http://www.portalpch.com.br/index.php?option=com_content&view=article&id=461:garantia-fisica--energia-assegurada
3
http://www.mme.gov.br/mme/galerias/arquivos/publicacoes/BEN/2_-_BEN_-_Ano_Base/1_-_BEN_Portugues_-_Inglxs_-_Completo.pdf
1-2
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Figura 1.2 Evolução e consumo de energia (por fonte de energia).
1-3
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Figura 1.3 Matriz Elétrica nacional.
1.2
Energia Eólica
Energia Eólica está associada à energia cinética das massas de ar em movimento, ou seja, ao
vento. Seu aproveitamento é milenar, sendo utilizada na tração naval e, industrialmente,
principalmente em moinhos e no bombeamento de água.
O termo “eólico” provém da denominação do deus grego dos ventos, chamado Éolo, que
residia na ilha flutuante de Eolias.4
O uso dos ventos para produção comercial de eletricidade se inicia na década de 70, na
Dinamarca, como conseqüência das crises do petróleo. 5 Ao longo dos últimos 30 anos houve
grande evolução tecnológica associada a todos os componentes de um sistema de geração eólica,
desde questões estruturais das torres, passando por aspectos aerodinâmicos, dos sistemas eletroeletrônicos de potência e de controle e da injeção da energia no sistema elétrico.
Conforme 6, “para que a energia eólica seja considerada tecnicamente aproveitável, é
necessário que sua densidade seja maior ou igual a 500 W/m2, a uma altura de 50 m, o que requer
uma velocidade mínima do vento de 7 a 8 m/s 7. Segundo a Organização Mundial de
Meteorologia, em apenas 13% da superfície terrestre o vento apresenta velocidade média igual ou
superior a 7 m/s, a uma altura de 50 m. Essa proporção varia muito entre regiões e continentes,
chegando a 32% na Europa Ocidental”.
1.2.1
Potencial eólico
O potencial eólico brasileiro, segundo o Atlas de 2001, foi calculado utilizando dados de
medições de vento em todo território nacional, incorporando fatores como a altitude (foi tomado o
valor de 50 m como referência), rugosidade do terreno e a variação dos ventos. Foi suposta uma
ocupação conservativa de obtenção de 2 MW/km2. Considera os valores médios dos ventos (acima
4
http://www.brasilescola.com/mitologia/eolo.htm
http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/atlas/pdf/06-Energia_Eolica(3).pdf
6
http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/atlas/energia_eolica/6_2.htm
7
Grubb M. and Meyer N. Wind energy: resources, systems, and regional strategies, chapter 4, pages 157–212. In
Johansson and Williams (1993), 1993
5
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de 6 m/s) e sua distribuição, identificando a extensão territorial em que ocorrem tais ventos, o que
permite determinar a energia eólica disponível. Utiliza o fator de capacidade (Cp) para determinar
a energia elétrica efetivamente disponível, bem como as curvas de eficiência dos sistemas
mecânicos e de geração de energia elétrica. Os sistemas foram considerados disponíveis 98% do
tempo.
O fator de capacidade (Cp) de energia eólica é a razão entre a potência média presente no
eixo da turbina e a máxima potência teoricamente disponível. Pode ser calculado para uma única
turbina, um parque eólico ou mesmo um país. Embora a localização geográfica determine, em
grande parte, o fator de capacidade de um parque eólico, o Cp é também uma questão de desenho
de turbinas. Foram considerados os seguintes valores de Cp:
Tabela 1.2
Velocidade (m/s2)
Cp
6 a 6,5
0,13
6,5 a 7
0,17
7 a 7,5
0,20
7,5 a 8
0,25
8 a 8,5
0,30
>8,5
0,35
O mapa apresentado na figura 1.4 resulta desse conjunto de dados e de considerações e
resulta em um potencial para produção de eletricidade de 143 GW (valor calculado em 2001).
Estudos mais recentes, contabilizando a tecnologia atual que permite torres de maior altura,
ampliam este potencial para algo em torno de 300 GW. Ainda não há um estudo mais aprofundado
sobre o potencial offshore, ou seja, na superfície do mar. Algumas estimativas indicam um valor
de 340 GW 8, com fator de capacidade que chegaria a 45%. A figura 1.4.a mostra estudo para o
estado de São Paulo, com cálculo a 100 m de altura.
Figura 1.4 Potencial eólico brasileiro por regiões, segundo Atlas de 2001 (a 50 m de altura) 9
8
http://www.jornaldaenergia.com.br/ler_noticia.php?id_noticia=9010&id_tipo=3&id_secao=9
9
http://www.cresesb.cepel.br/publicacoes/download/atlas_eolico/Atlas%20do%20Potencial%20Eolico%20Brasileiro.pdf
1-5
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Figura 1.4.a Mapa do potencial eólico do estado de São Paulo (a 100 m de altura) 10
De fato, inúmeros avanços tecnológicos têm permitido ampliar a captação de energia. Por
exemplo, a adequação das pás das turbinas a peculiaridades dos ventos no Brasil, que são
diferentes em aspectos como distribuição de intensidade e variação de direção, dos ventos
predominantes na Europa. A figura 1.5 ilustra tais diferenças.
Figura 1.5 Comparação entre características dos ventos no Brasil e na Europa.11
Potência eólica
Para o aproveitamento da energia contida no vento é preciso um fluxo permanente e
razoavelmente forte de vento. As turbinas modernas são projetadas para atingirem a potência
máxima para velocidades do vento da ordem de 10 a 15 m/s. A energia disponível para uma
turbina eólica é a energia cinética associada a uma coluna de ar que se desloca a uma velocidade
1.2.2
10
http://www.energia.sp.gov.br/a2sitebox/arquivos/documentos/385.pdf
Everaldo Alencar Feitosa, “Energia Eólica no Brasil: Situação Atual e Perspectivas”, disponível em
www.bibliotecadigital.unicamp.br/document/?down=1033
11
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uniforme e constante v (m/s). Em uma unidade de tempo, tal coluna de ar, ao atravessar a secção
plana transversal A (m2) do rotor da turbina, desloca uma massa ρAv (kg/s), em que ρ é a massa
específica do ar (ρ = 1,225 kg/m3), em condições de pressão e temperatura normais.
Esta potência não pode ser integralmente convertida em potência mecânica no eixo da
turbina, pois o ar, depois de atravessar o plano das pás, sai com velocidade não nula. Há um
máximo teórico para o rendimento da conversão eolo-mecânica cujo valor é 59,3%, conhecido por
Limite de Betz12. O rendimento efetivo da conversão numa turbina eólica depende da velocidade
do vento e é dado por:
P
(1.1)
C p ( v ) = mec
Pdisp
A potência a ser convertida em eletricidade (em Watts) é:
1
P = ρAv 3C pη
(1.2)
2
onde η é o rendimento do processo de conversão mecânico-elétrico.
Estudos recentes 13 indicam, para medições na Europa, um aproveitamento efetivo (produção
de energia elétrica) de 21% da capacidade (valor nominal) dos aerogeradores, ao invés dos 35%
utilizados, normalmente, nos estudos de implantação.
A distribuição de longo prazo de velocidades de vento depende de fenômenos
meteorológicos, cuja duração é da ordem de décadas. Fatores de capacidade com base na produção
anual, portanto, podem não refletir o potencial a longo prazo de uma região.
Figura 1.6 Medições de vento na Dinamarca.
http://docs.wind-watch.org/Boccard-Capacity-Factor-Of-Wind.pdf
Figura 1.7 Medições de vento na Dinamarca (média mensal) e comparação com índice NAO
(North Atlantic Oscillation 14). http://docs.wind-watch.org/Boccard-Capacity-Factor-Of-Wind.pdf
12
Albert Betz foi um físico alemão que em 1919 concluiu que nenhuma turbina eólica pode converter mais do que 16/27 (59.3%)
da energia cinética do vento em energia mecânica no rotor. Este limite tem a ver com a natureza das turbinas eólicas. Os
aerogeradores extraem energia ao freiar o vento. Para um aerogerador ser 100% eficiente precisaria provocar a parada total na
massa de ar mas, nesse caso, em vez de pás seria necessário um corpo sólido cobrindo 100% da área de passagem e o rotor não
rodaria e não converteria a energia cinética em mecânica. No outro extremo, uma turbina com apenas uma pá, a maior parte do
vento passaria "sem obstáculo, mantendo toda a energia cinética. Entre estes dois extremos existe um ponto máximo de rendimento,
que é o limite de Betz. Fontes: http://www.aerogeradores.org/limitedebetz.php e http://en.wikipedia.org/wiki/Betz'_law
13
Nicolas Boccard, “Capacity Factor of Wind Power - Realized Values vs. Estimates” October 2008, acesso em 23/01/2012
http://docs.wind-watch.org/Boccard-Capacity-Factor-Of-Wind.pdf
1-7
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Todas as turbinas eólicas instaladas globalmente no final de 2010, que totalizam 200.000
GW, teriam capacidade de produzir, potencialmente, 430 TWh de eletricidade15, o que representa
2,5% do consumo global. No entanto, é de levar em consideração a efetiva produção de
eletricidade, afetada por aspectos climáticos e outros.
Observando os dados da Tabela 1.3, referentes ao ano de 2010, nota-se o aproveitamento
relativamente baixo da capacidade instalada. Por exemplo, a Alemanha, com mais de 27 GW
instalados, produziu 35,5 GWh, ou seja, seria possível produzir até 237 GWh. A produção efetiva
foi 15% desse valor. Já para a Espanha, o valor é mais elevado, atingindo 23,8%.
Tabela 1.3
Países com maior capacidade instalada
(em dezembro de 2010)
China
Estados Unidos
Alemanha
Espanha
India
MW
44.733
40.180
27.215
20.676
13.066
Países com maior
produção (2010)16
Espanha
Alemanha
Reino Unido
França
Portugal
GWh
42.976
35.500
11.440
9.600
8.852
Aerogeradores 17
Turbinas eólicas de eixo horizontal (HAWT, na sigla em inglês) têm o eixo do rotor
principal e gerador elétrico no topo de uma torre. Pequenas turbinas são apontadas na direção do
vento por um cata-vento simples. Turbinas grandes geralmente usam um sensor de vento acoplado
a um servomotor para acertar o direcionamento. A maioria tem uma caixa de engrenagens que
ajusta a rotação lenta das pás a uma rotação mais rápida, adequada ao gerador elétrico.
Turbinas usadas em parques eólicos para a produção comercial de energia elétrica são
geralmente de três pás. Apesar dos rotores com duas pás serem um pouco mais eficientes, são mais
instáveis e propensos a turbulências, trazendo risco à sua estrutura. Isso já não acontece nos rotores
de três pás que são muito mais estáveis, barateando seu custo e possibilitando a construção de
aerogeradores de mais de 100 metros de altura e com capacidade de geração de energia que pode
ultrapassar 5 MW. Há previsão de instalação de turbinas de 10 MW em 201218, em torres de 162
m e diâmetro das pás de 147 m (raio superior ao comprimento de um avião Boing 747).
Em um rotor com duas pás, quando uma passa pelo ponto mais elevado, estará submetida à
máxima forma do vento, enquanto a pá inferior estará passando pela torre, ou seja, com a mínima
força. Isso produz um esforço adicional sobre o eixo e sobre a torre, que são minimizados com o
uso de três pás, quando tal situação não ocorre, dado o posicionamento a 120º das pás.
Dado o diâmetro do rotor, tais dispositivos apresentam velocidades periféricas das pás
elevadas, em torno de 300 km/h. As pás são geralmente leves de cor cinza para se misturar com as
nuvens, com comprimento de 20 a 40 metros ou mais. As pás giram 22 a 10 rotações por minuto.
Uma caixa engrenagens é comumente usada para elevar a velocidade de giro na conexão com o
1.2.3
14
Oscilação do Atlântico Norte (NAO) é um fenômeno climático, identificado em 1920, que se associa a flutuações na diferença de
pressão atmosférica ao nível do mar entre da Islândia e os Açores, levando a uma variação na força e na direção dos ventos de oeste
e se relaciona a tempestades sobre o Atlântico Norte. Sua variação ao longo do tempo, aparentemente, não tem periodicidade
específica. Fonte: Wikipedia.
15
"World Wind Energy Report 2010" (PDF). Report. World Wind Energy Association. February 2011. Retrieved 8-August-2011.
http://www.wwindea.org/home/images/stories/pdfs/worldwindenergyreport2010_s.pdf
16
"Spain becomes the first European wind energy producer after overcoming Germany for the first time". Eolic Energy News.
2010-12-31. Retrieved 2011-05-14. http://www.eolicenergynews.org/?p=4082
17
http://en.wikipedia.org/wiki/Wind_turbine
Bin Wu, Y. Lang, N. Zargari e S. Kouro, “Power Conversion and Control of Wind Energy Systems”, John Wiley &
Sons, Inc, 2001
18
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gerador. Alguns modelos operam a velocidade constante, mas mais energia pode ser coletada por
turbinas de velocidade variável, empregando conversores eletrônicos de potência na interface com
o sistema elétrico. Estas turbinas são equipadas com recursos de proteção para evitar danos em
velocidades de vento muito altas, com controles de posicionamento das pás e sistemas de freio.
Turbinas eólicas de eixo vertical (VAWT, na sigla em inglês) têm o eixo do rotor principal
disposto verticalmente. A principal vantagem deste arranjo é que a turbina não precisa ser
apontada na direção do vento, o que é útil em locais onde a direção do vento é muito variável.
Com um eixo vertical, gerador e caixa de engrenagem podem ser colocados perto do chão,
melhorando a acessibilidade para manutenção. Por apresentar baixa velocidade de rotação, têm
torque elevado, o que implica em maiores relações na caixa de engrenagens. Produzem maior
turbulência no fluxo de ar, o que leva a um comportamento pulsante torque. Há uma maior
dificuldade de modelar o fluxo de vento com precisão e, portanto, problemas para analisar e
projetar o sistema antes de fabricação de um protótipo.
O aumento da potência das turbinas teve grande evolução nos últimos anos. Maiores
potências exigem maior área coberta pelo giro das pás, concomitantemente à maior altura das
torres e, por conseguinte, colhendo ventos de maior intensidade. A figura 1.9 ilustra tal evolução.
Figura 1.8 Turbinas de eixo vertical e de eixo horizontal
Tassa_5KW_2_ElectronSolarEnergy2.jpg
http://en.wikipedia.org/wiki/File:GreenMountainWindFarm_Fluvanna_2004.jpg
Figura 1.9 Relação entre dimensões e potência de sistemas eólicos, indicando a evolução nos
últimos anos.19
19
F. Blaabjerg, Z. Chen, R. Teodorescu, F. Iov, “Power Electronics in Wind Turbine Systems”, IPEMC 2006. Acesso em
24/01/2012 http://ecee.colorado.edu/~ecen2060/materials/references/wind/Blaabjerg04078034.pdf
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Os procedimentos para a conexão de um gerador isolado ou de um conjunto de
aerogeradores (fazenda eólica – Wind farm) são previstos por normas específicas20, como a
Resolução ANEEL 482/201221 ANSI/IEEE 1021-198822 e a IEEE Std. 1094-199123. Com base na
experiência da operação de sistemas de energia eólica de grande potência, têm ocorrido
modificações das normas para conexão e operação na rede de alta tensão. O objetivo destas novas
disposições é melhorar e estabilizar o comportamento das turbinas eólicas, diminuir a quantidade
de energia eólica perdida em distúrbios do sistema e permitir que as centrais eólicas operem com
características semelhantes àquelas do sistema de potência convencional. Os requisitos mais
comuns incluem capacidade ridethrough, limites de variação para tensão e freqüência, regulação
de potência ativa e reativa e controle de freqüência, bem como do fator de potência e a capacidade
de regulação de tensão.
As normas correntes exigem que os grandes parques eólicos (especialmente aqueles ligados
à alta tensão) devam suportar quedas de tensão abaixo de uma determinada percentagem do valor
nominal, por um tempo especificado. Tais requisitos são conhecidos como FRT, denotando a
imunidade mínima exigida da fonte de energia eólica para afundamentos de tensão. A figura 1.10
ilustra os limites utilizados nas normas norte-americana, canadense e irlandesa. A central eólica
deve ser capaz de operar continuamente com 90% da tensão nominal de linha, medida no lado de
alta tensão do transformador da subestação.
Figura 1.10 Limite de suportabilidade de tensão por uma planta de geração eólica.
A figura 1.11 mostra os principais componentes de um aerogerador. Sistemas de pequeno
porte (até algumas dezenas de kVA) são, em geral, conectados à rede de distribuição em baixa
tensão. Potências mais elevadas utilizam transformadores e são acopladas no sistema de
distribuição (em geral), mas no lado de alta tensão. Parques eólicos podem ser conectados em
níveis mais altos de tensão.
Dado que a velocidade dos ventos varia, as turbinas eólicas são projetadas para trabalhar
em uma faixa de velocidade abaixo da máxima velocidade do local onde será instalada. Se
fosse projetada para trabalhar à máxima velocidade, seria necessária uma estrutura muito mais
robusta e haveria menor produção com velocidades menores.
Existem diferentes modos de se implementar um controle de potência nas turbinas. O mais
simples destes é o posicionamento do eixo de modo a se alinhar com a direção do vento e obter a
máxima potência (yaw control). Tal alinhamento pode ser feito de modo controlado por um
servomotor, ou ocorrer pelo próprio projeto da turbina. Como método de controle dinâmico da
20
M. Tsili S. Papathanassio, A review of grid code technical requirements for wind farms, IET Renew. Power Gener.,
2009, Vol. 3, Iss. 3, pp. 308–332, http://ieeexplore.ieee.org/stamp/stamp.jsp?tp=&arnumber=5237667
21
Resolução Normativa ANEEL 482 de 17/04/2012. http://www.aneel.gov.br/cedoc/bren2012482.pdf
22
ANSI/IEEE 1021-1988, IEEE Recommended Practice for Utility Interconnection of Small Wind Energy Conversion
Systems
23
IEEE Std. 1094-1991, IEEE Recommended Practice for the Electrical Design and Operation of Windfarm
Generating Stations
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potência gerada, é normalmente usado apenas em turbinas de baixa potência, uma vez que em
potências maiores, tal procedimento produziria grandes esforços no sistema.
Figura 1.11 Componentes de aerogerador.
Um sistema de controle ativo permite alterar o ângulo do passo (pitch) ao girar as pás em
seu eixo longitudinal, de forma a reduzir o ângulo de ataque, diminuindo a velocidade das pás. A
figura 1.12 ilustra os princípios aerodinâmicos associados ao controle de pitch.
Figura 1.12 Princípios do controle de alinhamento (yaw) e de passo (pitch) 24
24
National Instruments Tutorial on Wind Turbine Control Methods, http://zone.ni.com/devzone/cda/tut/p/id/8189
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J. A. Pomilio
Outro método consiste em um controle passivo (“stall” ou estol, em português) que se
baseia em um projeto aerodinâmico das pás. Quando a velocidade do vento supera a velocidade
nominal, surgem regiões de turbulência entre o fluxo de ar e a superfície, reduzindo a força de
sustentação e aumentando a força de arrasto. Devido a tal fenômeno, o sistema atua como um freio
aerodinâmico, controlando a potência de produzida pela turbina. Para evitar que o estol ocorra em
todas as posições da pá ao mesmo tempo, o que reduziria drasticamente a potência do rotor, as pás
possuem uma torção longitudinal que leva a um suave desenvolvimento do estol. Sob todas as
condições de velocidade do vento superior à nominal, o fluxo em torno dos perfis das pás é, pelo
menos parcialmente, deslocado da superfície, produzindo sustentações menores e forças de arrasto
mais elevadas 25.
Uma variação do controle de estol e passo é o chamado “stall ativo” que se baseia na
alteração do eixo das pás (como no pitch), porém de forma a provocar “stall”.
Figura 1.13 Pás de aerogerador, cuja construção possibilita stall passivo.
http://en.wikipedia.org/wiki/File:WindPropBlade.jpg
A figura 1.14 ilustra o efeito dos diferentes controles em termos da característica de
produção de potência. A manutenção da potência em seu valor nominal à medida que aumenta a
velocidade do vento se deve à movimentação das pás o que resulta em uma redução no parâmetro
Cp (eq. 1.2). Em velocidades muito elevadas o sistema é desligado para evitar danos.
Potência
Controle stall ativo
Controle de passo
Potência
Nominal
Controle
stall passivo
Velocidade de
corte inferior
Velocidade
nominal do
vento
Velocidade de Velocidade
corte superior
do vento
Figura 1.14 Ações de controle de velocidade da turbina para controle da geração.
25
H. N. Monteiro Duarte, “UTILIZAÇÃO DA ENERGIA EÓLICA EM SISTEMASHÍBRIDOS DE GERAÇÃO DE
ENERGIA VISANDOPEQUENAS COMUNIDADES”, Monografia PUC-RS. 2004, disponível em
http://pt.scribd.com/doc/70324452/21/Controle-por-estol
1-12
J. A. Pomilio
1.2.4
Geradores elétricos
Há diversos tipos de geradores elétricos aplicáveis em turbinas eólicas. A escolha depende
de diversos fatores que incluem a potência, a regulação de velocidade, a aplicação (isolada ou
conectada à rede), dentre outros. Serão apresentadas a seguir as configurações mais comuns, sem a
pretensão de que se esgote o tema. 26
As máquinas de indução são os dispositivos mais utilizados como geradores em sistemas
eólicos, tanto na versão de rotor em gaiola, quanto na de rotor bobinado (que permite a
configuração DFIG – Double Fed Induction Generator).
A partir do modelo monofásico simplificado, ilustrado na figura 1.15, pode-se deduzir a
equação torque x velocidade:
Td =
3 ⋅ R r ⋅ Vs2
(1.3)
⎡⎛
2⎤
R ⎞2
s ⋅ ωs ⋅ ⎢⎜⎝ R s + r s ⎟⎠ + ( X s + X r ) ⎥
⎣
⎦
Is
jX s
I
+
Rs
jX r
m
Rr
Vs
s
jX m
I =I
s
r
Zi
Figura 1.15 Modelo simplificado, por fase, de motor de indução.
Para operação como gerador a máquina de indução deve trabalhar com escorregamento (s)
negativo, ou seja, acima da velocidade síncrona (ωs) conforme ilustra a figura 1.16. A faixa de
operação estável é estreita, em termos de velocidade, ocorrendo entre o escorregamento nulo e o
ponto no qual se tem o máximo torque (Tmr). Tipicamente esta faixa é de 1 a 2% da velocidade
síncrona.
Td
ωs
2ωs
Generação
0
Tmr
0
Tração
1
0
-0.5
-sm
0.5
ωm
Reversão
ωs
ωm
ωs
ωm
−ω s
ω
m
ωs
1
1.5
2
s
sm
Figura 1.16 Característica torque x velocidade de máquina de indução trifásica.
1.2.4.1 Turbinas de velocidade constante
Dado que uma mínima variação de velocidade leva a uma variação total de potência, este
arranjo pode ser utilizado em conexões diretas do gerador à rede elétrica, como ilustra a figura
26
F. Blaabjerg and Z. C, “Power Electronics for Modern Wind Turbines”, Morgan & Claypool Publishers, 2006
1-13
J. A. Pomilio
1.17. É necessário prever um suprimento de reativos para o GI, evitando que tal energia tenha que
prover da rede. A vantagem deste arranjo é sua simplicidade e baixo custo. No entanto, não há
qualquer possibilidade de regulação do fluxo de potência ativa, o qual depende exclusivamente da
energia retirada do vento, o que leva a flutuações de tensão no ponto de acoplamento. Além disso,
variações no vento produzem torques pulsantes em todo sistema mecânico. Tais arranjos são
comuns em sistemas de menor potência.
Nesse caso estão sistemas que operam com velocidade constante e que, portanto, fazem uso
de dispositivos aerodinâmicos de regulação de potência, como os apresentados anteriormente
(controles de pitch ou de stall). O sistema deve prever um soft-starter para a minimizar as
correntes de inrush e evitar afundamentos de tensão na rede.
Caixa de
engrenagens
Soft-starter
Compensação
de reativos
Gerador de Indução
Tranformador
Rede
Figura 1.17 Conexão direta de GI à rede elétrica – operação com velocidade constante.
1.2.4.2 Turbinas de velocidade variável e conversores eletrônicos de potência reduzida
Nas máquinas de rotor bobinado tem-se acesso ao enrolamento do rotor, sendo possível
alterar o valor da resistência rotórica, Rr, o que leva a uma alteração da curva de torque de modo a
se ter uma maior variação de velocidade dentro da faixa de excursão da potência, conforme mostra
a figura 1.18. Com variação da resistência do rotor é possível ampliar a faixa de variação de
velocidade para de 2 a 5%. O conversor que emula a resistência variável opera com baixa tensão e
alta corrente e processa uma pequena parcela da potência gerada. Sua ação permite regular a
potência ativa injetada na rede em situações de elevada velocidade do vento.
0
Rr
0.5
5Rr
10Rr
Td/Tmr
1
-0.8
-0.6
-0.4
0 s
-0.2
Figura 1.18 Característica torque - velocidade para diferentes valores de resistência de rotor.
Caixa de
engrenagens
SS
Compensação
de reativos
Tranformador
Rede
Controle eletrônica
da resistência do
rotor
Figura 1.19 Conexão de GI com rotor bobinado – operação com velocidade variável.
1-14
J. A. Pomilio
A figura 1.20 mostra um outro arranjo, no qual o gerador de indução com rotor bobinado
tem aplicada no enrolamento do rotor uma tensão CA controlada. Quando o gerador opera acima
da velocidade síncrona, potência é enviada à rede tanto pelo enrolamento do estator (diretamente)
quanto pelo de rotor, através dos conversores CA/CC e CC/CA.
Abaixo da velocidade síncrona, injeta-se potência no motor através do enrolamento do
rotor, de modo que se tem controle sobre o campo girante da máquina (que é uma composição da
velocidade mecânica do eixo com o campo girante da corrente do rotor). Uma faixa de variação de
+30% da velocidade é possível com um conversor que processa aproximadamente 30% da
potência nominal do gerador. Além disso, é possível controlar tanto o fluxo de potência ativa
quando o de potência reativa, melhorando o comportamento na interconexão com a rede CA.
Este arranjo prescinde de procedimentos de partida suave e de fornecimento de reativos,
pois ambas funções podem ser realizadas pelos conversores utilizados. Esta configuração é,
naturalmente, de maior custo que as anteriores, no entanto, torna-se possível uma maior produção
de energia elétrica e há menores esforços sobre a caixa de engrenagens.
Tranformador
Rede
Caixa de
engrenagens
CA
CC
CC
Pref
CA
Qref
Figura 1.20 Conexão de DFIG
1.2.4.3 Sistemas com processamento total da potência gerada
Neste caso, é possível capturar potência do gerador a qualquer velocidade do vento, dado
que há um total desacoplamento entre a tensão gerada e a rede.
Dado que a tensão de saída dos geradores é alternada, o processamento de toda potência
exige um retificador (conversor CA/CC, assunto do capítulo 3), levando à existência de um
barramento CC intermediário, a partir do qual se faz uma inversão (conversão CC-CA, assunto do
capítulo 4). Há inúmeros aspectos relacionados aos procedimentos para conexão com a rede, os
quais serão abordados oportunamente.
A figura 1.21 mostra uma estrutura que pode ser usada tanto com geradores de indução
com rotor em gaiola quanto com geradores de ímãs permanentes. O que se altera é a topologia e/ou
a estratégia de controle do retificador, de modo a proporcionar o melhor modo de operação para o
gerador, reduzindo perdas e/ou maximizando a potência.
A figura 1.22 ilustra a situação com gerador síncrono, adicionando-se ao sistema um
retificador de baixa potência que faz o ajuste da excitação de campo do gerador.
ou Gerador de Ímãs Permanentes (PM)
Caixa de
engrenagens
CA
Rede
CC
CC
Pref
Tranformador
CA
Qref
Figura 1.21 Sistema com atuação assíncrona entre o gerador e a rede.
1-15
J. A. Pomilio
CC
CA
CA
Caixa de
engrenagens
CC
CC
CA
Tranformador
Rede
Gerador Síncrono
Pref
Qref
Figura 1.22 Sistema com gerador síncrono, desacoplado da rede.
De acordo com a regulamentação da CPFL, toda central de microgeração27 distribuída
conectada na rede de baixa tensão (BT), independentemente da quantidade de fases e da potência
que pode ser gerada, deverá sê-lo necessariamente por intermédio de inversores eletrônicos,
qualquer que seja a fonte primária da energia. O uso de transformador isolador é obrigatório para
conexão em média tensão28.
Aspectos Ambientais 29
Claramente o uso da energia eólica para produção de eletricidade não acarreta emissão de
gases na atmosfera, no entanto existem outros aspectos ambientais que não devem ser
negligenciados. É importante que os projetos sejam adequadamente integrados na paisagem e
desenvolvidos em colaboração com as comunidades locais, para manter o apoio da opinião pública
a esta forma de energia.
O ruído produzido pelas turbinas é também apontado como argumento contra o uso da
energia eólica. O ruído mecânico está associado à caixa de velocidades, ao gerador e aos motores
auxiliares. O ruído aerodinâmico está relacionado com o movimento das pás, que é inevitável,
principalmente a baixas velocidades do vento, uma vez que em altas velocidades o ruído de fundo
se sobrepõe ao das turbinas.
Tanto a interferência eletromagnética com sinais de comunicações, como os efeitos sobre a
vida animal, principalmente as aves migratórias, não são superiores aos de outras estruturas de
grande porte semelhantes, podendo ser evitados através da escolha criteriosa do local de
instalação. O uso da terra não fica comprometido, uma vez que apenas uma pequena percentagem
do espaço onde é instalado o parque eólico fica efetivamente ocupada.
1.2.5
1.3
Energia Solar Fotovoltaica
A conversão direta da energia solar em energia elétrica ocorre pelos efeitos da incidência de
radiação sobre determinados materiais, particularmente os semicondutores. No efeito fotovoltaico
(FV) os fótons contidos na luz solar são convertidos em energia elétrica, por meio do uso de
células solares.”30
O efeito fotovoltaico foi observado pela primeira vez por Alexandre-Edmond Becquerel em
1839.31 No efeito fotovoltaico os elétrons, gerados a partir da incidência da radiação luminosa, são
transferidos entre diferentes bandas de energia (i.e., das bandas de valência para bandas de
27
Microgeração distribuída é uma central geradora de energia elétrica com potência instalada menor ou igual a 100 kW e que
utiliza fontes com base em energia hidráulica, solar, eólica, biomassa ou cogeração qualificada, conforme regulamentação da
ANEEL (Resolução Normativa n° 235/2006, de 14/11/2006), conectada na rede de distribuição por meio de instalações de unidades
consumidoras.
28
CPFL Energia, Conexão de Micro e Minigeração Distribuída sob Sistema de Compensação de Energia Elétrica, 2012.
29
Rui M. G. Castro, “Introdução à Energia Eólica”, Instituto Superior Técnico, Lisboa, Portugal, 2003.
http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/atlas/pdf/03-Energia_Solar(3).pdf
31
http://pt.wikipedia.org/wiki/Alexandre-Edmond_Becquerel
30
1-16
J. A. Pomilio
condução) dentro do próprio material, resultando no surgimento de uma diferença de potencial
entre dois eletrodos.32
Na maioria das aplicações fotovoltaicas a radiação é a luz solar e, por esta razão, os
dispositivos de conversão são conhecidos como células solares. No caso de uma célula
solar de junção PN, a iluminação do material cria uma diferença de potencial à medida que os
elétrons excitados e as lacunas remanescentes são conduzidos em direções diferentes pelo campo
elétrico da região de depleção, como ilustra a figura 1.23.
Radiação solar
eletrodos
Semicondutor tipo N
Diferença de
potencial
+
Semicondutor tipo P
Figura 1.23 Produção de ddp por ação de radiação solar em material semicondutor dopado e
imagem de célula FV comercial.
Um grande impulso para o aproveitamento
fotovoltaico veio dos programas espaciais e de
telecomunicações via satélite. A eletricidade necessária ao
funcionamento dos circuitos eletrônicos provém de células
fotovoltaicas. No espaço, a potência disponível na distância
entre a Terra e o Sol, é de 1353 W/m2. Já na superfície da do
http://en.wikipedia.org/wiki/File:ROSSA.jpg
planeta, por conta da atmosfera, considera-se uma potência de
2
1000 W/m .
Mesmo sendo variável com a localização e com as condições atmosféricas, esse valor é
tomado pelos fabricantes de células para a caracterização dos dispositivos.
Além das condições atmosféricas, especialmente a nebulosidade, a disponibilidade de
radiação solar incidente sobre a superfície terrestre depende da latitude e, obviamente, da data e do
horário. Isso se deve aos movimentos de translação e de rotação da terra.
Para maximizar o aproveitamento da radiação solar deve-se ajustar a posição do painel
fotovoltaico de acordo com a latitude local e o período do ano em que se requer mais energia. No
Hemisfério Sul, nas latitudes do Brasil, por exemplo, um sistema fixo de captação deve ser
orientado para o Norte, com ângulo de inclinação próximo ao da latitude local.
A figura 1.24 ilustra a energia média que atinge a superfície do país a cada dia. Os valores
estão na faixa de 15 a 20 MJ/m2.dia, o que significa de 4,1 a 5,5 kWh/m2.dia. Ou seja, se TODA
energia incidente pudesse ser captada e convertida em eletricidade, com 1 m2 de coletor seria
possível obter a energia consumida em uma residência com consumo mensal de 150 kWh. A
quantidade média anual de horas em que cada região do Brasil tem incidência direta de luz solar
está mostrada na figura 1.25.
Apesar de valores tão expressivos, o fato é que o aproveitamento efetivo da energia recebida
do sol é muito menor e a principal razão é o relativamente baixo rendimento do processo de
32
http://pt.wikipedia.org/wiki/Efeito_fotovoltaico
1-17
J. A. Pomilio
conversão fotovoltaico, conforme mostra a tabela 1.4, para diferentes tecnologias de produção de
células fotovoltaicas.
Dado que a incidência ocorre em um intervalo restrito do dia, em sistemas isolados torna-se
necessário algum dispositivo que acumule a energia e a disponibilize de acordo com a demanda.
Os padrões de consumo residencial, infelizmente, não combinam com o padrão de geração
fotovoltaica, uma vez que o pico e a maior demanda ocorrem no período noturno, como mostra a
figura 1.26.
Figura 1.24 Radiação solar diária (média anual em MJ/m2dia) 33
Figura 1.25 Insolação Diária (Média anual em horas).
33
http://www.cresesb.cepel.br/publicacoes/download/Atlas_Solarimetrico_do_Brasil_2000.pdf
1-18
J. A. Pomilio
Tabela 1.4
Figura 1.26 Perfil típico de demanda ao longo do dia de consumidores residenciais (medição em
transformador de distribuição).
Considerando um rendimento de 15% da célula e adicionando os rendimentos dos processos
de condicionamento da energia gerada (pois é produzida energia em CC e o consumo é,
tipicamente, em CA), tem-se um aproveitamento efetivo de cerca de 12% da energia incidente.
Isso significa que a área calculada anteriormente para suprir uma demanda diária de 5 kWh deve
ser algo em torno de 8 m2. A figura 1.27 ilustra, simplificadamente, o conjunto de dispositivos
necessários ao aproveitamento dessa energia.
Figura 1.27 Sistema de aproveitamento de energia FV.
De fato, os aproveitamentos fotovoltaicos são, predominantemente, de baixa potência, na
faixa de kW, em termos de potência instalada e de uso residencial ou isolado. Instalações de maior
porte, na faixa de centenas de kW até alguns MW são conectados em nível mais elevado de tensão,
por meio de transformadores.
1-19
J. A. Pomilio
A presença de uma isolação elétrica (transformador) no sistema, quando se faz a conexão à
rede CA, não é obrigatória (embora possa ser assim determinada por normas nacionais
específicas). A inclusão da isolação no sistema pode ser feita em diferentes pontos. É possível usar
um transformador de baixa freqüência na saída do inversor. Nesse caso seria um transformador
com núcleo de Fe-Si, operando em 50/60 Hz, ou seja, em elemento de massa e volume
consideráveis.
É possível fazer a isolação em algum estágio intermediário, como no acoplamento entre o
conversor CC-CC. Nesse caso, o transformador operará em alta freqüência, o que reduz sua massa
e volume. O núcleo será, possivelmente, de ferrite, dada a freqüência de operação.
1.3.1
Modelo elétrico de uma célula fotovoltaica
Uma célula fotovoltaica pode ser bem representada por um circuito elétrico equivalente
como o mostrado na figura 1.28, o qual leva a uma curva característica I x V ilustrada na figura
1.29. Nessa figura se mostra a evolução da potência sobre a carga. Estas curvas são obtidas
alterando a resistência de carga (Rc).
Ic
IPV
VPV
Rc
Figura 1.28 Circuito equivalente de célula FV conectada a uma carga resistiva.
Os valores indicados como IMP e VMP correspondem ao ponto de máxima potência sobre a
carga (neste caso, 3,2 A e 0,52 V). VOC é a tensão de circuito aberto e ISC é a corrente de curtocircuito (3,5 A). A corrente IPV, assim como a tensão VD, são supostas constantes. IPV depende
fortemente da potência incidente sobre a célula, como mostra a figura 1.30. O efeito térmico é
também relevante e afeta a tensão de circuito aberto, a qual se reduz à medida que a temperatura se
eleva.
Figura 1.29 Característica I x V de célula FV. 34
34
http://da.wikipedia.org/wiki/Maximum_power_point_tracker
1-20
J. A. Pomilio
1000 W/m2
sem
iluminação
Figura 1.30 Efeito da iluminação e da temperatura sobre a curva I x V de célula FV.35
http://en.wikipedia.org/wiki/File:I-V_Curve_T.png
1.3.2
Associações de painéis fotovoltaicos
Quando expostos à luz direta, uma célula de silício de seis centímetros de diâmetro produz
algo em torno de 0,5 A e 0,5 V, ou seja, cerca de 0,25 W. Como a tensão fornecida por uma célula
é reduzida (em torno de 0,5 V), as aplicações exigem a associação de inúmeras células de modo a
se obter níveis de tensão e potência adequados. Tipicamente um painel solar é feito com a
associação de algumas dezenas de células, produzindo uma tensão terminal em torno de 30 V e
uma potência de 50 a 250 W, ou seja, com correntes até 8 A. A Figura 1.31 ilustra um painel. A
associação série e/ou paralela de painéis cria um arranjo (array).
Especialmente para grandes arranjos, nos quais as condições de insolação podem ser muito
distintas, pois pode haver sombreamento em uma região e iluminação plena em outra, são
necessários cuidados especiais para a conexão, de modo a aproveitar ao máximo a energia
incidente.
Ao se fazer uma conexão série, a corrente que pode circular pelo arranjo é limitada pela
célula que tiver a menor insolação, ou seja, a que produzir a menor corrente. Isso implica que não
é possível obter a máxima potência das demais, prejudicando o rendimento do conjunto.
Figura 1.31 Painel FV, composto pela associação de dezenas de células.
http://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/thumb/f/f3/SolarpanelBp.JPG/300px-SolarpanelBp.JPG
Para minimizar tal efeito, nas montagens dos arranjos são adicionados diodos de bypass,
em paralelo com um certo conjunto de células. A melhor solução seria ter um diodo por célula,
mas isso encarece demasiadamente o produto. Além disso, o sombreamento parcial é um efeito
que ocorrem regiões relativamente distantes, de modo que é aceitável ter diodos para
agrupamentos de células, como mostra a figura 1.32. O efeito sobre as curvas I-V e P-V são
mostrados na figura 1.33. Nota-se que a presença dos diodos de bypass permite que se obtenha a
35
http://en.wikipedia.org/wiki/Theory_of_solar_cells
1-21
J. A. Pomilio
máxima potência de parte dos painéis do arranjo, e a limitação da corrente por baixa insolação
ocorre apenas parcialmente.
Figura 1.32 Arranjo de painéis FV com diodos de bypass
Figura 1.33 Efeito sobre a característica I-V e sobre a curva P-V em caso de sombreamento.
http://sargosis.com/wp-content/uploads/2011/11/inverter_mpp_curves.jpg
1.3.3
Estratégias de MPPT (Maximum Power Point Tracking)
A extração de potência de um painel fotovoltaico normalmente é feita por meio de um
conversor CC-CC, que adequa a tensão de saída do PV (normalmente baixa, na faixa de dezenas
de Volts) à necessidade da aplicação. Este conversor, além do ajuste da tensão, normalmente é
dotado de algum sistema que busca, continuamente, o ponto de máxima potência. Tal recurso é de
grande importância dada a alta variabilidade da energia incidente e, dessa forma, sobre a
característica I-V e P-V do sistema.
Há diversos métodos possíveis de serem aplicados e seu estudo extrapola os objetivos deste
curso, razão pela qual apenas se indicam algumas referências. 36 37
36
de Brito, M.A.G.; Luigi, G.; Sampaio, L.P.; Canesin, C.A.; Avaliação das principais técnicas para obtenção de
MPPT de painéis fotovoltaicos, 9th IEEE/IAS International Conference on Industry Applications (INDUSCON), São
Paulo, 2010
37
CAVALVANTI, M. C. et al. Comparative Study of Maximum Power Point Tracking Techniques for Photovoltaic Systems.
Eletrônica de Potência, v. 12, n. 2, p. 163-171, 2007.
1-22
J. A. Pomilio
1.4
Conexão à rede CA
Embora sejam bastante comuns os sistemas isolados, seja para alimentação de equipamentos
remotos, seja em localidades sem acesso à rede de energia elétrica, o foco deste curso são as
aplicações conectadas à rede. Assim, serão vistas as exigências para que se realize a inserção
destas fontes na rede de distribuição, especialmente na baixa tensão de distribuição, embora
empreendimentos de maior potência façam a conexão na alta tensão.
Em 2011 a ANEEL38 lançou um programa para incentivar a implantação de sistemas de
grande porte (com potência de pico entre 500 kW e 3 MW) como forma de criar no Brasil
experiências piloto que venham a permitir a elaboração de normas e procedimentos adequados.
Um exemplo é a Usina Solar Tanquinho, em Campinas-SP, da Companhia Paulista de Força
e Luz (CPFL), com 1,1 MW de pico e expectativa de 1,6 GWh de produção de energia anual.
A Usina Tanquinho utiliza diferentes tecnologias de células: silício policristalino, silício
amorfo monocristalino, “filmes finos”, como o telureto de cádmio e o Cobre-Índio-Gálio-Selênio
(CIGS). São testados arranjos de painéis fixos e móveis (que acompanham o sol), diferentes
estruturas de inversores (micro inversores individuais por painel e inversores de maior porte para
agrupamentos de painéis), bem como a integração da geração solar com geração eólica, através da
inclusão de um aerogerador de pequeno porte. O projeto permitirá analisar o impacto da conexão
desse tipo de geração para o consumidor final em termos de qualidade, segurança, confiabilidade
e viabilidade econômica39.
Painéis fotovoltaicos na Usina Tanquinho
http://brasileconomico.ig.com.br/public/uploads/articles/foto_pagina/usina_energia_solar_empresa_cemig_be_01.jpg
1.4.1
Tarifação
A figura 1.34 ilustra um sistema com cargas CA, e conexão à rede. Encontra-se em
implantação no Brasil os procedimentos40,41 para incentivar e regulamentar a implantação de tais
sistemas. Uma primeira questão que se coloca é o da tarifação.
Um dos métodos é o chamado “net metering”, que está sendo considerada pela ANEEL, o
qual “consiste na medição do fluxo de energia em uma unidade consumidora dotada de pequena
geração, por meio de medidores bidirecionais. Assim, um único medidor é capaz de registrar a
energia consumida e a energia gerada em um ponto de conexão. Se a geração for maior que a
carga, o consumidor receberá um crédito em energia (isto é, em kWh e não em unidades
38
ANEEL, CHAMADA NO 013/2011, PROJETO ESTRATÉGICO: “ARRANJOS TÉCNICOS E COMERCIAIS PARA
INSERÇÃO DA GERAÇÃO SOLAR FOTOVOLTAICA NA MATRIZ ENERGÉTICA BRASILEIRA”, Agosto de 2011.
http://www.aneel.gov.br/arquivos/PDF/PeD_2011-ChamadaPE13-2011.pdf
39
http://www.cpfl.com.br/SaladeImprensa/Releases/tabid/154/EntryId/639/CPFL-Energia-tera-geracao-solar-fotovoltaica-ate-2013.aspx
40
CPFL Energia, Conexão de Micro e Minigeração Distribuída sob Sistema de Compensação de Energia Elétrica, 2012.
http://www.cpfl.com.br/LinkClick.aspx?fileticket=KOzl6croB2k%3D&tabid=1417&mid=2064
41
http://www.enersul.com.br/files/2012/12/Procedimento-de-Acesso-para-Microgera%C3%A7%C3%A3o-e-Minigera%C3%A7%C3%A3oDistribuida-ENERSUL.pdf
1-23
J. A. Pomilio
monetárias) na próxima fatura. Caso contrário, o consumidor pagará apenas a diferença entre a
energia consumida e a gerada, mantido o custo de disponibilidade.”42
Figura 1.34 Sistema FV conectado à rede CA
http://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/thumb/9/95/PV-system_urban_home1.png/400px-PV-system_urban_home1.png
Segundo este estudo apresentado pela ANEEL, “pode-se considerar o Sistema de
Compensação de Energia como uma ação de eficiência energética, pois haverá redução de
consumo e do carregamento dos alimentadores em regiões com densidade alta de carga, com
redução de perdas e, em alguns casos, postergação de investimentos na expansão do sistema de
distribuição.”
Propõe ainda que o medidor seja pago pelo consumidor e que o prazo de validade dos
créditos seja de 12 meses. Se a geração for maior do que o consumo, o consumidor paga apenas o
custo de disponibilidade e os créditos poderão ser utilizados nos meses subsequentes. Para
consumidor com tarifa horossazonal, a energia gerada deverá abater o consumo no mesmo posto
horário. Se houver excedente de geração, o montante será utilizado para compensar o consumo no
outro posto tarifário segundo a relação entre as tarifas de energia (ponta e fora de ponta). Os
montantes de energia gerada, que não tenham sido compensados na própria unidade consumidora,
podem ser utilizados para compensar o consumo de outras unidades previamente cadastradas para
esse fim, atendidas pela mesma distribuidora, cujo titular seja o mesmo da unidade com sistema de
compensação de energia.
A regulamentação exige ainda alterações e complementações em outros documentos, como o
PRODIST 43 (Procedimentos de Distribuição).
Há outras possibilidades de tarifação como, por exemplo, o uso de medidores distintos para a
importação e para a exportação de energia, o que permite a aplicação de tarifas diferenciadas,
incentivando a geração por meio de um maior valor pago.
1.4.2
Requisitos para conexão à rede CA
Também nesse caso a regulamentação específica se encontra em discussão e implantação
no país (2013). Têm sido tomadas como referência normas de outros países, especialmente da IEC
(International Electrotechnical Comission) e as recomendações do IEEE (The Institute of
Electrical and Electronics Engineers). Existem dezenas de normas que tratam do assunto 44 45 46,
42
www.aneel.gov.br/aplicacoes/audiencia/arquivo/2011/042/documento/aviso_ap042_2011_dou_11.8.11_secao_3_pg_134.pdf
43
44
http://www.aneel.gov.br/area.cfm?idArea=82
IEEE1547, IEEE Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems, 2003
45
IEC 61727, Characteristics of the utility interface
46
IEEE 929-2000, Recommended practice for utility interface of photovoltaic (PV) systems.
1-24
J. A. Pomilio
envolvendo aspectos de equipamentos, de interligação, aterramento e isolação, qualidade da
energia, de proteção e segurança. Alguns aspectos são comentados a seguir.
Arranjo
fotovoltaico
Conversor
CC/CC
Detector de
fuga de
corrente ao
terra
Painel de
conexão
Inversor
Fusível
CC
Fusível
CA
Seccionadora
com a rede
Rede
CA
Figura 1.35 Componentes típicos de um sistema FV conectado à rede47 e procedimentos CPFL.
A regulamentação da CPFL especifica que toda central de minigeração distribuída com
potência igual ou superior a 100 kW deverá ser conectada por intermédio de um transformador de
acoplamento, a cargo do acessante. Toda central de microgeração distribuída conectada na rede de
baixa tensão (BT), independentemente da quantidade de fases e da potência que pode ser gerada,
deverá sê-lo necessariamente por intermédio de inversores eletrônicos, qualquer que seja a fonte
primária da energia.
Os procedimentos definidos pela Light48 Enersul49, por sua vez, permitem de geradores CA
(síncrono ou de indução) sejam conectados diretamente à rede de BT, apenas com os dispositivos
de segurança apropriados.
47
California Energy Commission, A GUIDE TO PHOTOVOLTAIC (PV) SYSTEM DESIGN AND INSTALLATION, 2001
48
Procedimentos para a Conexão de Acessantes ao Sistema de Distribuição da Light SESA – Conexão em Baixa
Tensão, 2012, http://www.light.com.br/recon/energia_alternativa_12_12_12.pdf
49
Procedimento de Acesso para Microgeração e Minigeração Distribuída, Enersul, 2012
1-25
J. A. Pomilio
1.4.2.1 Tensão de Operação
De acordo com as normas vigentes, o inversor que se conecta à rede CA, em baixa tensão, é
responsável apenas pela injeção de potência e não deve ter qualquer ação direta (intencional) sobre
o valor da tensão no PAC. São previstos valores máximo e mínimo da tensão e, dentro de tal
intervalo, o inversor deve operar normalmente. Em situações que a tensão saia dos limites, o
inversor deve se desconectar. O tempo de desconexão depende do desvio da tensão, conforme as
tabelas 1.5 e 1.6.
Este critério (uso exclusivo para injeção de potência ativa) impede o uso multifuncional do
inversor o que, do ponto de vista de estruturas de redes inteligentes (smart grid) é uma restrição
que subutiliza o potencial do conversor para realizar outras funções importantes, como a
compensação de harmônicas e de energia reativa.
Tabela 1.5 IEC 61727
Faixa de tensão (% do valor nominal)
V<50
50<V<85
85<V<110
110<V<135
V>135
Tempo para desconexão [s]
0,1 (5 ciclos de 50 Hz)
2,0
Operação normal
2,0
0,05 (2 ciclos e ½ de 50Hz)
Tabela 1.6 IEEE 1547
Faixa de tensão (% do valor nominal)
V<50
50<V<88
88<V<110
110<V<120
V>120
Tempo para desconexão [s]
0,16 (10 ciclos de 60 Hz)
2,0
Operação normal
1,0
0,16
1.4.2.2 Frequência
A tensão e a corrente produzidas pelo inversor têm que estar sincronizadas com a rede.
Enquanto a freqüência da rede estiver dentro de certos limites, isso é entendido como uma situação
normal. Ao sair da faixa permitida, o entendimento é que houve alguma perturbação e que,
portanto, o inversor deve desconectar o sistema de geração local. A IEC recomenda que o desvio
máximo seja de +1 Hz. Já o IEEE apresenta uma faixa entre 59,3 e 60,5 Hz.
De acordo com a regulamentação da CPFL, conforme ilustra a figura abaixo, quando a
frequência da rede ficar abaixo de 57,5 Hz ou acima de 62 Hz, a central deverá cessar a injeção de
energia ativa à rede em no máximo 0,2 de segundo. Somente quando a frequência retornar a 59,9
Hz, após ter caído, ou retornar a 60,1 Hz, após ter subido, é que a central poderá voltar a injetar
energia ativa, em ambos os casos respeitando um tempo mínimo de 180 segundos após a volta das
condições normais de tensão e frequência na rede.
1-26
J. A. Pomilio
Injeção de potência pelo inversor em função da frequência da rede (procedimento CPFL).
No caso de haver necessidade de corte de geração ou de carga, para permitir a recuperação
do equilíbrio carga-geração durante distúrbios na rede da CPFL, a frequência:
• Não pode exceder 66 Hz ou ser inferior a 56,5 Hz em condições extremas;
• Pode permanecer acima de 62 Hz por no máximo 30 segundos e acima de 63,5 Hz por no
máximo 10 segundos;
• Pode permanecer abaixo de 58,5 Hz por no máximo 10 segundos e abaixo de 57,5 Hz por no
máximo 5 segundos.
1.4.2.3 Distorção da corrente e corrente CC
No caso da distorção, ambas as normas (IEC e IEEE) coincidem e apontam uma Distorção
Harmônica Total (DHT) de 5% e limites individuais segundo a Tabela 1.7. Algumas
regulamentações nacionais de concessionárias, como a COSERN50, também apontam tais limites.
Tabela 1.7 Limites de componentes harmônicas da corrente
Harmônica
Limite
3ª à 9ª
4%
11ª à 15ª
2%
17ª à 21ª
1,5%
23ª à 33ª
0,6%
Acima da 33ª
0,3%
Componentes pares
¼ dos valores acima
Em relação a nível CC na corrente, a IEEE admite até 0,5% da corrente nominal do
conversor, enquanto a IEC aceita até 1%. A presença de níveis CC se deve à operação do inversor
que pode apresentar um pequeno desequilíbrio nas tensões produzidas nos semiciclos positivo e
negativo. Isso gera um nível CC de tensão o qual, por depender apenas da resistência do circuito,
pode levar a um elevado valor CC na corrente, que é algo muito prejudicial a elementos
eletromagnéticos na rede, como transformadores, devido ao desequilíbrio que provoca na
magnetização dos mesmos.
A regulamentação CPFL indica que, a menos que haja separação galvânica entre a central
geradora e a rede por meio de transformador de isolamento, o micro ou minigerador distribuído
50
Conexão de Microgeradores ao Sistema de Distribuição de Baixa Tensão da Cosern, 2012,
http://www.cosern.com.br/ARQUIVOS_EXTERNOS/Conexão de Microgeradores ao Sistema de Distribuição de
Baixa Tensão da Cosern;;20121214.pdf
1-27
J. A. Pomilio
deverá cessar de fornecer energia à rede em até 1 segundo após detectar que injeção de
componente de corrente contínua que exceda 0,5 % da corrente nominal da central geradora.
1.4.2.4 Aterramento e corrente de fuga
Deve ser possível conectar ao terra o terminal positivo ou negativo do painel ou do arranjo
fotovoltaico. A fuga de corrente pelo terra deve ser monitorada, o que é especialmente importante
nos sistemas que não utilizem transformador de isolação. Caso a fuga de corrente exceda um dado
limite, o sistema deve se desconectar.
1.4.2.5 Fator de Potência
A IEC 61727 estabelece que operando a partir de 10% do valor nominal da potência, o
fator de potência resultante da injeção de corrente deve ser indutivo e não pode ser inferior a 0,85.
Para potência acima de 50% do valor nominal, o FP não pode ser inferior a 0,9. O IEEE não traz
restrições nesse aspecto.
A regra CPFL indica que o fator de potência no ponto de conexão da unidade consumidora
com central de micro ou minigeração distribuída deverá estar compreendido entre 0,92 e 1
indutivo ou 1 e 0,92 capacitivo.
A COSERN indica que o sistema de geração distribuída deve ser capaz de operar dentro
das seguintes faixas de fator de potência quando a potência ativa injetada na rede for superior a
20% da potência nominal do gerador:
• Sistemas de geração distribuída com potência nominal menor ou igual a 3 kW: fator de
potência igual a 1 com tolerância de trabalhar na faixa de 0,98 indutivo até 0,98 capacitivo;
• Sistemas de geração distribuída com potência nominal maior que 3 kW e menor ou igual a
6 kW: fator de potência ajustável de 0,95 indutivo até 0,95 capacitivo;
• Sistemas de geração distribuída com potência nominal maior que 6 kW: fator de potência
ajustável de 0,90 indutivo até 0,90 capacitivo.
Após uma mudança na potência ativa, o sistema de geração distribuída deve ser capaz de
ajustar a potência reativa de saída automaticamente para corresponder ao fator de potência
predefinido. Qualquer ponto operacional resultante destas definições/curvas deve ser atingido em,
no máximo, 10 segundos.
1.4.2.6 Ilhamento e reconexão
Quando ocorre alguma perturbação na rede que acarrete a violação de limites de tensão e/ou
de freqüência, conforme indicados anteriormente, o inversor deve se desconectar da rede.
Eventualmente pode manter a alimentação das cargas locais, dentro de sua disponibilidade de
potência, passando a atuar no modo stand-alone.
A desconexão é importante para impedir que o inversor tente “alimentar” a rede, para o que,
provavelmente, não teria capacidade, mas, principalmente, por razões de segurança. A manutenção
de operação do inversor manteria a rede alimentada, colocando em risco ações de manutenção,
além de poder produzir transitórios de energização muito perigosos, devido à assincronia entre a
fonte local e a externa.
O sistema local deve monitorar a presença, ou não, da rede externa. Ao detectá-la, deve
seguir um procedimento para a reconexão, fazendo um ajuste de frequência e de amplitude da
tensão, previamente à efetivação da conexão.
A IEEE 1547 indica que a conexão do inversor à rede pode ser feita desde que a tensão se
encontre na faixa de operação normal (88 a 110% do valor nominal) e que a freqüência esteja entre
59,3 e 60,5 Hz. Não especifica em quanto tempo deve ser feita a conexão, uma vez atendidas essas
restrições.
1-28
J. A. Pomilio
Já a IEC 61727 indica a faixa de tensão entre 85 e 110% e freqüência com desvio de + 1 Hz
em relação ao valor nominal da rede. A conexão só pode se dar após 3 minutos do retorno da
energia na rede no PAC.
1.4.3
Estruturas de conexão de inversores
Existem diferentes maneiras de se fazer a conexão de um painel ou de um arranjo á rede
elétrica. As figuras 1.36 e 1.37 ilustram essas alternativas.
Pode-se fazer o arranjo de todos os painéis, de maneira a se obter a tensão CC desejada
(painéis em série) e a corrente/potência (que determina a quantidade de arranjos que serão
colocados em paralelo). Um único conversor processa toda a potência gerada (figura 1.36.a). Outra
possibilidade é dividir os painéis e conectar cada grupo a um conversor CC-CC (figura 1.36.b), de
modo que se torna possível extrair a máxima potência de cada arranjo, o que não é possível no
caso anterior. Os conversores CC-CC compartilham um barramento CC de saída, ao qual se
conecta um inversor único, que processa toda a potência. Caso haja falha no inversor, toda a
produção de energia é interrompida. 51, 52
A figura 1.37 mostra uma alternativa que modulariza os inversores, os quais são de menor
potência (em relação à figura 1.36.a). Nesse caso também é possível obter a máxima potência de
cada sub-arranjo. A operação dos inversores deve prever tal operação em paralelo, com o devido
controle da corrente de saída para evitar conflito entre os comandos dos conversores.
A figura 1.37.b ilustra o conceito dos micro-inversores, no qual cada painel já possui um
conversor CC-CA integrado, com capacidade para conexão direta na rede. O conceito leva-se a
modularidade ao extremo e garante a operação de parte do arranjo, mesmo em caso de falha de um
painel ou inversor.
CC
CC
CC
Rede CA
Rede CA
CC
CC
CA
CA
CC
(a)
(b)
Figura 1.36 Arranjo com conversor único (a) e com múltiplos conversores CC-CC (b)
51
Fritz Schimp, Lars E. Noru, Grid connected Converters for Photovoltaic, State of the Art, Ideas for Improvement of
Transformerless Inverters, NORPIE/2008, Nordic Workshop on Power and Industrial Electronics, June 9-11, 2008
http://www.elkraft.ntnu.no/eno/Papers2008/Schimpf-norpie08.pdf
52
Soeren B. Kjaer, John K. Pedersen and Frede Blaabjerg, A Review of Single-Phase Grid-Connected Inverters for
Photovoltaic Modules, IEEE Transactions on Industry Applications, Vol. 41, No. 5, Sep. 2005
1-29
J. A. Pomilio
CC
CC
CC
CA
CA
CA
Rede CA
CC
CC
CC
CA
CA
CA
Rede CA
(a)
(b)
Figura 1.37 Conexão em paralelo de inversores (a) e configuração com micro-inversores (b)
1.5
Acumuladores de Energia
Conforme visto, tem-se significativa intermitência na geração de energia por parte das fontes
eólicas e fotovoltaicas. Além disso, deve-se levar em conta a diferença entre a geração e a
demanda, como ilustra a figura 1.35.
Figura 1.35 Comportamento típico de geração fotovoltaica e de consumo residencial.
Quando se tem um sistema conectado à rede de distribuição, esta pode operar como um
tipo de armazenador do excesso de energia gerada e que fornece a quantidade demandada pela
carga quando não houver disponibilidade local. Na verdade, o que ocorre é que o sistema elétrico,
ao deixar de fornecer energia à carga, não realizará produção de energia com fontes tradicionais
(hidrelétrica e termelétrica), poupando os combustíveis ou retendo água nos reservatórios.
Por outro lado, pode ser de interesse do produtor armazenar por conta própria o excesso da
energia. Uma razão para isso seria a tarifação horo-sazonal, posto que a energia gerada seria
remunerada por um valor menor do que a consumida no horário de pico, em prejuízo do produtor.
Outra necessidade de se ter um estoque de energia local é para o atendimento de picos de
potência. Nos sistemas convencionais, com geradores eletromecânicos, a massa girante das
máquinas representa uma expressiva quantidade de energia cinética armazenada, a qual é capaz de
suprir de maneira instantânea a variação rápida de demanda. Em sistemas em que a geração é
processada por conversores eletrônicos, não existe essa disponibilidade, de modo que é preciso
algum outro método para garantir o atendimento instantâneo da demanda. Outra razão da
necessidade de armazenamento local de energia é para a inicialização de uma rede isolada, de
modo a ser possível determinar o sincronismo ao qual os demais geradores irão se ajustar.
1-30
J. A. Pomilio
Embora a energia elétrica seja um excelente vetor energético, sua grande limitação é a
impossibilidade prática de seu armazenamento em quantidades razoáveis. Os acúmulos capacitivo
e indutivo não são adequados à retenção de quantidades maiores de energia, mesmo que utilizando
supercapacitores ou magnetos supercondutores, por razões de custo, principalmente.
A opção mais comum é o armazenamento de energia química, seja em baterias, seja na
forma de hidrogênio para posterior produção de eletricidade por meio de células a combustível.
A figura 1.36 mostra comparativamente os desempenhos em termos de potência e de
energia de diferentes dispositivos de acúmulo. Observa-se que capacitores e supercapacitores são
capazes de fornecer elevada potência, mas têm uma capacidade muito limitada de acumular
energia, o que é mais bem realizado pelas baterias e células a combustível.
3
Densidade de Energia (Wh/kg)
10
Células a
combustível
2
10
Baterias
1
10
Supercapacitores
0
10
-1
Capacitores convencionais
10
-2
10
0
10
1
10
2
10
3
10
4
10
5
10
6
10
7
10
Densidade de Potência (W/kg)
Figura 1.36 Comportamento de capacidade de acúmulo de energia e disponibilização de potência
elétrica entre diferentes dispositivos. 53
1.5.1
Células a Combustível
Células a combustível são conversores de energia química em elétrica através de uma
reação de combustão na qual o combustível, normalmente hidrogênio, é oxidado em um dos
eletrodos (o ânodo) e o oxigênio, usualmente obtido do ar, é reduzido no outro eletrodo (o cátodo).
Uma CaC do tipo PEM (Polymer Electrolyte Membrane)54 unitária consiste de três
elementos principais: um ânodo, tipicamente caracterizado por um catalisador contendo platina;
uma membrana que é uma folha polimérica sólida agindo como eletrólito; e um cátodo também
catalisado com platina.
A membrana polimérica somente pode ser atravessada por íons carregados com cargas
positivas, sendo impermeável para as cargas negativas. Dessa forma, os lados da membrana
resultam carregados como as placas de um capacitor. As cargas negativas podem chegar ao outro
lado da membrana fluindo pelo circuito externo, onde se dá a conversão em eletricidade. O
resultado deste processo é que cargas de sinais opostos devem ser constantemente geradas em
ambos os lados da membrana. Como subproduto tem-se água aquecida. Não há emissão de gases
nocivos.
O rendimento elétrico das CaC é muito mais elevado do que o que se obtém em qualquer
processo de combustão interna, situando-se na faixa de 50%. No entanto, para que se possa usar
uma CaC como armazenador de energia, é preciso dispor de hidrogênio. Isso pode ser feito, por
53
André Augusto Ferreira e José Antenor Pomilio: “Estado da Arte sobre a Aplicação de Supercapacitores em
Eletrônica de Potência”, Eletrônica de Potência, SOBRAEP, Vol.10, no.2, Novembro de 2005, pp. 25-32. ISSN 14148862
54
http://www.fueleconomy.gov/feg/fcv_pem.shtml
1-31
J. A. Pomilio
exemplo, por eletrólise da água, armazenando-se H2, o qual será consumido na CaC quando
necessário. Do ponto de vista energético, é preciso considerar todo o processo, desde a produção
do hidrogênio, até a conversão posterior em eletricidade.
É também possível obter hidrogênio pela reforma de gases, como o metano (CH4). Tais
procedimentos, no entanto, fogem do foco deste curso, em que tratamos de processos de
aproveitamento da eletricidade.
Figura 1.37 Esquema simplificado de operação de uma célula a combustível tipo PEM
http://pt.wikipedia.org/wiki/Ficheiro:Fuel_cell_PT.svg
Atualmente, as CaCs já estão disponíveis no mercado internacional e com capacidades
modularizadas que variam desde alguns kW até centenas de MW, sendo adequadas para o uso em
geração distribuída (GD) e aplicações de armazenamento (UPS).55
A estrutura típica de uma geração baseada em CaCs é vista na figura a seguir e compreende
o conjunto de CaCs e os tanques de Combustível (hidrogênio e oxigênio). A eletricidade resultante
é em CC. Caso se deseje injetar tal energia na rede, isso é feito via um inversor CC/CA. Estes
conversores devem realizar o ajuste do ponto de operação do sistema, regulando a tensão e a
corrente das CaCs de forma a otimizar o rendimento da energia produzida ou estabelecer o
funcionamento no ponto de máxima potência. Baterias de armazenamento podem estar presentes
no barramento CC e neste caso um conversor CC/CC dedicado (carregador das baterias) se faz
necessário para controlar o regime de carga/descarga.
55
Geomar Machado Martins: “Desenvolvimento de Conversor Comutado em Baixa Freqüência para Aplicação em
Sistemas de Geração Distribuída Baseados em Células a Combustível”, Tese de Doutorado, FEEC-UNICAMP, 14 de
julho de 2006.
1-32
conversor
CC/CC
inversor
CC/CA
+
CC
CC
+
saída para os
componentes
auxiliares
saída
CA
220 V
_
CA
CC
+
J. A. Pomilio
regulador de
tensão
-
+
banco de
baterias
exaustor
S
sistema
reformador
soprador
água
ar
H2
+
S
ar
ar
exaustão
de ar
água fria
combustível
purga de
H2
pilha de FC 2x500Watts
saída
água
Reservatório
d'água
ventilador
válvula solenóide
S
para H2
água
de
alimentação
regulador de
pressão
trocador de
calor
bomba d'água
Figura 1.38 Diagrama esquemático de um sistema de geração baseado em CaCs56
1.5.2
Baterias
A capacidade de carga das baterias é normalmente expressa na unidade Ampère-hora.
Dimensionalmente isso equivale a Coulomb. Ao se multiplicar a capacidade pela diferença de
potencial presente nos terminais, tem-se a energia do dispositivo.
Há diversos tipos de baterias, como as de chumbo-ácido, íons de lítio, níquel-cádmio,
hidretos metálicos, etc. Destas, principalmente me razão de custo, as que são mais largamente
usadas nos sistemas de energia são as de chumbo-ácido.
Dentre estas, foram desenvolvidas baterias estacionárias, adequadas a longos processos de
descarga, operam bem mesmo com descargas profundas (até 10% da carga plena) e apresentam
mínima auto-descarga.
1.5.2.1 Chumbo-ácido
A bateria de chumbo-ácido é constituída de dois eletrodos, um de chumbo esponjoso e
outro de dióxido de chumbo em pó, ambos mergulhados em uma solução de ácido sulfúrico dentro
de uma malha de liga chumbo-antimônio. Quando o circuito externo é fechado, conectando
56
Farret, F. A., Pequenos Aproveitamentos Elétricos, livro. Editora da UFSM, 2002.
1-33
J. A. Pomilio
eletricamente os terminais, a bateria entra em funcionamento (descarga), ocorrendo a semi-reação
de oxidação no chumbo e a de redução no dióxido de chumbo.57
A reação produz sulfato de chumbo (PbSO4), insolúvel, que adere aos eletrodos. Quando a
bateria está se descarregando, ocorre um consumo de ácido sulfúrico, assim diminui a densidade
da solução eletrolítica (água e ácido sulfúrico).
O processo de recarga é possível graças aos íons móveis que, ao receberem energia elétrica,
invertem a reação química de descarga (reação não espontânea), regenerando os reagentes. No
processo de recarga a corrente deve ser significativamente menor do que a que se obtém na
descarga da bateria. Normalmente os fabricantes recomendam que tal corrente se limite a 1/3 da
corrente de descarga nominal da bateria.
Referências adicionais
Além das citadas ao longo do texto, foram utilizadas informações e imagens disponibilizadas na
WEB:
http://www.mme.gov.br/mme/galerias/arquivos/publicacoes/BEN/2_-_BEN_-_Ano_Base/1_-_BEN_Portugues__Inglxs_-_Completo.pdf
http://www.mme.gov.br/spe/galerias/arquivos/Publicacoes/matriz_energetica_nacional_2030/MatrizEnergeticaNacion
al2030.pdf
http://www.cresesb.cepel.br/publicacoes/download/Atlas_Solarimetrico_do_Brasil_2000.pdf
http://www.cresesb.cepel.br/publicacoes/download/atlas_eolico/Atlas%20do%20Potencial%20Eolico%20Brasileiro.p
df
http://www.eletrobras.gov.br
http://www.pmirs.org.br/seminario/iv_Seminario/download/pal18-EolicoJunqueira144_sec.pdf
57
http://pt.wikipedia.org/wiki/Bateria_de_chumbo
1-34

1 energia elétrica e fontes renováveis - DSCE

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