Uma Introdução aos Sistemas Fotovoltaicos

Com certeza, a maioria de vocês já ouviu falar sobre sistemas fotovoltaicos, ou até deve ter um instalado em casa. Mas você sabe o que tem por trás dos inversores usados nesses sistemas? Como eles funcionam e como é feito o controle para processar a energia dos módulos fotovoltaicos e injetá-la na rede elétrica? Se ficou curioso pra saber mais sobre isso, me acompanhe até o final deste artigo. Bora lá!

Panorama sobre Sistemas Fotovoltaicos

Os sistemas fotovoltaicos são uma das aplicações da eletrônica de potência que mais ganharam destaque nos últimos anos – tanto em pesquisas quanto em sistemas instalados de fato. Pra se ter uma noção, de 2015 a 2020, a capacidade de energia solar instalada no Brasil aumentou de 42 MW para 7,47 GW [1]. E atualmente já ultrapassou a escala dos 10 GW, entrando para o grupo dos 14 países com maior potência de geração desse tipo de energia [2]. Nesse mesmo período, a potência instalada a nível mundial aumentou de 228 GW para 760 GW, o que representa um aumento de aproximadamente 230% [3].

Um dos principais motivos para o mundo adotar a energia solar fotovoltaica é a sua abundância. De acordo com a nossa escala de tempo e com os níveis atuais de consumo, podemos considerar a energia solar como uma fonte inesgotável de energia.  Mesmo com os fenômenos de reflexão e absorção dos raios solares pela atmosfera, estima-se que a energia solar incidente na superfície terrestre seja da ordem de dez mil vezes o consumo energético mundial [4].

Outros fatores que incentivaram e possibilitaram o uso da energia solar fotovoltaica em larga escala foram a busca por fontes de energia limpas e renováveis, os incentivos governamentais e a redução do custo e aumento da eficiência dos módulos fotovoltaicos [5].

Tipos de Sistemas Fotovoltaicos (Off-Grid Vs On-Grid)

Do ponto de vista técnico, os sistemas fotovoltaicos podem ser classificados em duas categorias principais: os sistemas isolados, ou off-grid, e os sistemas conectados à rede, também conhecidos como sistemas on-grid ou grid-tie [4].

Sistemas Fotovoltaicos Isolados – Off-Grid

Nos sistemas isolados, como o nome já sugere, a energia gerada pelos módulos fotovoltaicos é usada para alimentar uma carga isolada da rede elétrica, que pode ser uma residência ou um pequeno grupo de unidades consumidoras geograficamente próximas umas das outras. Em geral, os sistemas isolados necessitam de algum tipo de armazenamento quando se deseja utilizar aparelhos elétricos nos períodos em que não há geração fotovoltaica. Tipicamente, o armazenamento é feito em bancos de baterias com tecnologias específicas para esse tipo de aplicação, como é o caso das baterias estacionárias.

Para garantir uma boa adaptação entre as características elétricas dos módulos fotovoltaicos e das baterias, é importante instalar um controlador de carga, o qual tem o papel de evitar a carga e a descarga excessiva dos dispositivos armazenadores de energia. Nesse ponto, vale destacar que o nome “controlador de carga” se refere à carga elétrica transferida para as baterias, ou seja, ao processo de carregamento, e não à carga a ser alimentada pelo sistema fotovoltaico.

E por falar nisso, existem basicamente três configurações possíveis para o sistema off-grid, dependendo do tipo das cargas que serão alimentadas: atendimento exclusivamente em corrente contínua, atendimento exclusivamente em corrente alternada ou atendimento misto. No Brasil, é mais comum o atendimento em corrente alternada. Nesse caso, deve-se acrescentar um estágio inversor para converter a tensão contínua das baterias em uma tensão alternada de 127 ou 220V rms, com frequência de 60Hz. A Figura 1 mostra o esquema de uma instalação típica de sistemas fotovoltaicos off-grid.

A principal vantagem do sistema off-grid é a independência total da rede elétrica da concessionária. Essa característica permite que o sistema fotovoltaico mantenha a carga em funcionamento, mesmo em situações de falhas na rede, além de viabilizar sua instalação em regiões remotas. Outro ponto positivo é a ausência de custos associados ao consumo de energia e à disponibilidade da rede elétrica tradicional para o usuário. Por outro lado, o uso de baterias aumenta consideravelmente o custo do sistema e, por necessitar de mais estágios de conversão, torna-o menos eficiente em relação ao sistema on-grid.

Sistemas Fotovoltaicos Conectados – On-grid

Diferentemente dos sistemas off-grid, os sistemas on-grid dispensam o uso de baterias, pois a energia gerada pode ser consumida diretamente pela carga, ou pode ser injetada diretamente na rede elétrica da concessionária. Conforme mostra a Figura 2, estes sistemas são tipicamente compostos pelos módulos fotovoltaicos seguidos de um inversor que satisfaça às exigências de qualidade de energia e segurança, para não degradar a qualidade do sistema elétrico ao qual será conectado.

Por não possuírem armazenadores de energia, os sistemas fotovoltaicos on-grid utilizam a energia solar fotovoltaica durante o dia e, à noite, quando a produção solar cessa, recorrem à energia fornecida pela concessionária. Este é um sistema que trabalha com o conceito de compensação. Por exemplo, se durante o dia o sistema está gerando energia, e você não a está consumindo em tempo real, o excedente é injetado na rede elétrica. No fim do mês é feito um balanço: se a sua instalação injetou mais energia na rede do que consumiu, isso se converterá em créditos na sua conta de energia. Por isso, é desejável dimensionar adequadamente o sistema para chegar a uma conta de energia em que apenas o custo de disponibilidade precisa ser pago.

Dentre as vantagens do sistema on-grid, podemos destacar: custo reduzido em relação ao off-grid, dispensa o uso de baterias, é mais eficiente e possibilita usar os créditos em outras unidades consumidoras do mesmo proprietário. Como principal desvantagem tem-se o fato de o sistema ser dependente da rede elétrica. Em razão disso, por questão de segurança, a geração deve ser interrompida sempre que ocorrer alguma falha na rede. Ademais, o usuário precisa pagar o custo de disponibilidade da rede, mesmo que o sistema opere injetando bem mais energia do que consumindo.

Atualmente, os sistemas on-grid dominam o mercado de energia solar fotovoltaica, respondendo por uma parcela significativa das instalações anuais ao redor do mundo [6].

Por que usar Inversores nos Sistemas Fotovoltaicos?

Até aqui, acho que já ficou claro o papel do inversor de tensão nos sistemas fotovoltaicos. Para reforçar essa questão, precisamos ter em mente que os módulos fotovoltaicos geram energia em corrente contínua e em baixa tensão, na casa dos 30 V, enquanto a rede elétrica e as cargas típicas de uma residência operam com tensão alternada em 127 V ou 220 V rms. Então, o inversor tem o papel de converter a tensão contínua da saída dos módulos em uma tensão alternada, além de aplicar um ganho na amplitude da tensão.

No caso dos sistemas off-grids que, geralmente, utilizam bancos de baterias de 12 V, 24 V ou 48 V, é comum acrescentar um transformador elevador de baixa frequência na saída do inversor. Embora seja uma solução simples e de baixo custo, o transformador aumenta significativamente o volume e o peso do inversor. Uma solução mais elegante e compacta é acrescentar um conversor CC-CC como primeiro estágio, entre as baterias e o inversor. Esse conversor tem o papel de elevar a tensão das baterias para um valor acima do valor de pico da tensão alternada que se deseja gerar na saída. Se a tensão alternada for de 220 V rms, por exemplo, a tensão no barramento CC deve ficar entre 350 V e 400 V para garantir um correto funcionamento do inversor.

Já no caso dos sistemas on-grids, podemos associar vários módulos fotovoltaicos em série até chegar nessa tensão e, com isso, dispensar o uso o conversor CC-CC e do transformador em baixa frequência. Mas isso vai depender da configuração adotada para a instalação.

As Principais configurações dos Sistemas Fotovoltaicos On-grid

Nas aplicações em alta potência, é comum utilizar grandes associações de módulos fotovoltaicos ligados em série e paralelo, concentrando toda energia em um único conversor denominado inversor central (ver Figura 3-a). A principal vantagem desse tipo de configuração é a redução de custos, por utilizar apenas um inversor. No entanto, ela apresenta grande ineficiência devido à má distribuição de potência entre os módulos fotovoltaicos e devido aos diodos série que precisam ser inseridos para evitar o fluxo de energia entre os ramos da associação [7]. Outro ponto negativo é a centralização do controle em um único inversor, uma vez que qualquer falha nesse equipamento compromete toda a instalação.

Por esse mesmo motivo, alguns ramos podem não operar no ponto de máxima potência, o que exige técnicas de MPPT mais complexas para reduzir as perdas de energia causadas por sombreamentos parciais. Pra quem não sabe, o MPPT é um algoritmo implementado junto à estratégia de controle para melhorar o aproveitamento energético do sistema, fazendo com que os módulos fotovoltaicos operem sempre próximos do ponto de máxima potência. No artigo que escrevi sobre as 7 principais técnicas de MPPT, você vai entender melhor como esse algoritmo funciona.

Uma alternativa para evitar as associações em paralelo dos módulos fotovoltaicos está no uso de inversores string em vez de um inversor central. Os inversores string operam com conjuntos de módulos em série (ver Figura 3-b), o que permite aumentar a eficiência do sistema (já que não é mais necessário usar os diodos) e melhorar o aproveitamento da energia gerada. O fato de todo inversor possuir um algoritmo de MPPT dedicado faz com que cada associação série opere próximo do ponto de máxima potência. Cabe destacar que esta configuração ainda pode enfrentar problemas com sombreamentos parciais, mas o seu efeito é bem menor do que nos sistemas com inversor central. Nesse sentido, uma melhoria pode ser obtida associando poucos módulos em série, com cuidado para serem instalados com a mesma inclinação para o sol.

Outra opção para melhorar o rastreamento do ponto de máxima potência está no uso de inversores multi-string, os quais possuem múltiplos conversores CC-CC, cada um conectado a uma associação série de módulos fotovoltaicos (ver Figura 3-c). Note que essa configuração soma as características das duas anteriores, pois permite aplicar o MPPT em cada associação série, mas depois concentra toda energia gerada em um inversor central. Em razão disso, o mesmo problema de baixa confiabilidade é observado, tendo em vista que todo sistema fica dependente de um único inversor.

Com o avanço tecnológico foi possível a integração de estágios, permitindo a elevação da tensão e a conversão para CA em uma única estrutura de potência, surgindo assim o conceito de microinversores. Esse tipo de tecnologia se difere dos inversores string pelo fato de processar a energia oriunda de um único módulo fotovoltaico (ver Figura 3-c) em vez de uma associação de vários módulos em série. As principais vantagens dos microinversores são [8]:

• Rastreamento do ponto de máxima potência individual de cada módulo, o que aumenta consideravelmente o aproveitamento energético.
• O sistema se torna menos vulnerável a sombreamentos parciais, pois a redução de potência fica restrita ao microinversor cujo módulo está sombreado, e não ao sistema completo.
• Manutenção e troca individual dos módulos, sem a necessidade de desconexão completa dos equipamentos.
• Custo inicial da instalação flexível com a quantidade de energia que o cliente deseja gerar;
• Fácil expansão do sistema, podendo ser realizada módulo a módulo.

Pelo fato de o microinversor ser conectado a um único módulo fotovoltaico, ele deve proporcionar um ganho de tensão entre 10 e 20 vezes para gerar em sua saída uma tensão CA com a mesma amplitude da tensão da rede elétrica. Isso pode ser feito em um único estágio de conversão ou utilizando uma topologia de dois estágios. Mas esses detalhes técnicos do microinversor serão abordados no próximo artigo. Por agora, vamos entender como funciona a estratégia de controle dos inversores off-grid e dos inversores on-grid do tipo string ou central.

Controle do Inversor Off-Grid

Começando pelos inversores off-grid, já sabemos que eles geralmente possuem um estágio CC-CC para elevar a tensão das baterias, seguido por um estágio CC-CA, o inversor, para gerar a tensão alternada na saída. Como o MPPT é feito pelo controlador de carga e o inversor opera a partir da tensão do banco de baterias, então o controle do conversor CC-CC tem como objetivo único regular a tensão do barramento CC por meio de uma malha com realimentação negativa. Observe na Figura 4 que a tensão do barramento (v_DC) é comparada com um valor de referência (v_DC^*), e o erro resultante é compensado por um controlador, de modo que a tensão fique igual à referência. Para isso, o controlador gera a razão cíclica necessária para chavear o conversor. Um controlador tipicamente usado nesse caso é o famoso PI (Proporcional-Integral).

Uma vez que a tensão na entrada do inversor já é regulada pelo estágio CC-CC, o controle do inversor tem o papel de garantir uma tensão alternada na saída também regulada e com baixa distorção harmônica. E isso também é feito a partir de uma malha de controle realimentada. A diferença é que agora precisamos gerar uma referência de tensão senoidal com a mesma frequência e amplitude que desejamos para a tensão de saída do inversor.

O controlador usado nessa malha também pode ser um PI, mas temos que ter em mente que esse tipo de controlador só garante erro nulo em regime permanente para sinais CC. No caso de uma forma de onda senoidal, o PI não consegue rastrear a referência com erro nulo. Então, uma outra opção é usar um controlador proporcional ressonante (P+RES), o qual utiliza uma parcela proporcional associada a um ou mais compensadores ressonantes que são sintonizados na frequência de 60Hz e em suas harmônicas.

Hoje em dia já existem diversos tipos de controladores que podem ser usados nessa aplicação, mas os dois mais comuns são o PI e o P+RES.

Controle do Inversor On-Grid

Nos sistemas on-grid o buraco é mais embaixo, já que é necessário atender diversas normas de segurança e qualidade de energia ao injetar energia na rede. Em geral, o controle do fluxo de potência pode ser feito através do controle da tensão de saída do inversor ou da corrente. No primeiro caso, o inversor emula as características de um gerador síncrono para controlar a injeção de potência ativa e reativa na rede elétrica. A desvantagem desse método é que a corrente de saída e a qualidade da energia dependem da qualidade da própria rede [9].

Como existem normas que limitam a distorção harmônica total da corrente injetada na rede, a forma mais comum de controlar o inversor é fazendo com que ele se comporte como uma fonte de corrente senoidal. Dessa forma, a corrente é controlada para rastrear uma referência em fase com a tensão, garantindo assim um fator de potência unitário e o envio exclusivo de potência ativa para a rede, o que também é exigido por norma.

Mas de onde vem essa referência de corrente? Primeiro, é necessário gerar uma forma de onda senoidal sincronizada com a rede. Isso pode ser feito a partir de uma amostra da própria tensão da rede, porém o conteúdo harmônico dessa tensão pode resultar em uma corrente também distorcida e fora do padrão exigido por norma. Por isso, normalmente se utiliza um algoritmo de PLL (Phase Locked Loop) que captura a tensão da rede e fornece na saída uma forma de onda senoidal com um baixíssimo conteúdo harmônico e em fase com a tensão. Na Figura 5, é possível analisar como o PLL é inserido na malha de controle do inversor.

Uma vez que já temos a forma de onda da referência de corrente, só falta definir a sua amplitude. Esse valor vai depender da potência gerada pelo módulo fotovoltaico. Supondo que o sistema seja ideal, a potência gerada deve ser igual à potência injetada na rede. Se esse balanço de energia não for garantido, teremos sérios problemas no circuito. Por exemplo, se a potência gerada for maior do que a potência consumida, os capacitores de desacoplamento do barramento CC irão absorver o excedente e a tensão sobre eles irá aumentar até danificá-los por completo. Por outro lado, se a potência consumida for maior do que a potência gerada, a energia armazenada nos capacitores será utilizada para complementar a geração, resultando em uma queda significativa na tensão do barramento CC.

Então, uma forma simples de estabelecer o equilíbrio de potência no sistema é controlando a tensão do barramento CC, já que esta reflete os desbalanços de energia entre os módulos fotovoltaicos e o inversor. Isso é feito acrescentando uma malha de tensão externa que gera a amplitude da corrente ao compensar o erro de tensão. Em outras palavras, quando a energia gerada pelos módulos excede a energia injetada na rede, a tensão do barramento tende a aumentar e, com isso, é necessário aumentar a corrente injetada na rede para diminuir essa tensão. Note que existe uma relação inversamente proporcional entre essas grandezas: para diminuir a tensão do barramento, é necessário aumentar a corrente injetada, e vice-versa. Em razão disso, precisamos aplicar um ganho negativo no controlador de tensão ou inverter os sinais na comparação com a referência, conforme a mostra a Figura 5. 

Mas não basta apenas controlar a tensão do barramento CC e a corrente injetada na rede, também precisamos garantir que os módulos fotovoltaicos operem no ponto de máxima potência. Logo, em vez de utilizarmos uma referência de tensão fixa, utilizamos um algoritmo de MPPT que define a tensão de referência com base na potência gerada pelos módulos. Nesse caso, a tensão no barramento CC será equivalente à tensão no ponto de máxima potência do gerador fotovoltaico.

Conclusão

Para aqueles que pretendem trabalhar com sistemas fotovoltaicos, ou simplesmente compreender melhor como a geração fotovoltaica funciona, este artigo visou abordar as principais características e funcionalidades dos sistemas off-grid e on-grid. Ainda falta falar sobre microinversores, sistemas híbridos, MPPT, estratégias de anti-ilhamento, PLL, entre outros assuntos. Então, se você se interessa pelo assunto, assine o blog para receber as notificações de antemão e se inscreva no canal para não perder os próximos vídeos. Até mais!

Referências

[1] ABSOLAR. “Energia Solar Fotovoltaica no Brasil – Infográfico ABSOLAR n° 27”. Atualizado em 05 de janeiro de 2021.

[2] PORTAL SOLAR. “A capacidade solar em operação no Brasil chega a 10 GW”. Disponível em: https://www.portalsolar.com.br/blog-solar/geracao-distribuida/a-capacidade-solar-em-operacao-no-brasil-chega-a-10-gw.html.

[3] REN21. 2021. “Renewables 2021 Global Status Report.” (Paris: REN21 Secretariat). ISBN 978-3-948393-03-8.

[4] PINHO, J. T.; GALDINHO, M. A. “Manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaicos”. CEPEL – CRESESB, Rio de Janeiro, março de 2014.

[5] NASCIMENTO, R. L. “Energia Solar no Brasil: Situação e Perspectiva”. Estudo Técnico, março de 2017.

[6] IEA PVPS. “Trends in Photovoltaic Applications 2020.” ISBN 978-3-907281-01-7.

[7] BRITO, M. A. G. “Inversores Integrados Monofásicos e Trifásicos para Aplicações Fotovoltaicas: Técnicas para obtenção de MPPT, detecção e proteção de ilhamento, sincronização e paralelismo com a rede de distribuição de energia elétrica”. 2013. 221p. Tese de Doutorado em Engenharia Elétrica – Universidade Estadual Paulista, Ilha Solteira, 2013.

[8] KNABBEN, G. C. “Microinversor Fotovoltaico não Isolado de Dois Estágios”. 2017. 252p. Dissertação de Mestrado em Engenharia Elétrica – Universidade Federal de Santa Cataria, Florianópolis, 2017.

[9] PRODANOVIĆ, M.; GREEN, T. C. “Power Quality Improvement in Grid Connection of Three Phase Inverters”, IEEE Power Electronics Machines and Drives 16-18 April 2002, Conference Publication No. 487.