Os resultados de simulação mostrados nas guras 3.8(b) e 3.16 para as técnicas P&O e IncCond, respectivamente, foram obtidos sob as mesmas condições a m de compara-las. Observar-se que as técnicas P&O e IncCond podem se confundir durante aqueles intervalos de tempo caracterizados por modi cações das condições atmosféricas. Durante tais intervalos de tempo, o ponto de operação pode mover-se para longe do MPP em vez de manter-se próximo a ele [4].
A comparação da e ciência das técnicas P&O e IncCond, feita na Tabela 3.2, mostra que essas técnicas apresentam e ciências similares, com a IncCond sendo um pouco melhor.
Mesmo em regime permanente, a tensão de referência na técnica P&O oscila
Tabela 3.2: Comparação entre as e ciências das técnicas P&O e IncCond
CONDIÇÕES DE TÉCNICA
OPERAÇÃO P&O IncCond
S = 500W/m2 99.9981 % 99.9997 % T = 500C S = 1000W/m2 99.9983 % 99.9998 % T = 500C
no diagrama da Figura 3.5. A amplitude das correntes que o sistema PV injeta na rede
são função de iCC, logo as correntes injetadas na rede serão distorcidas. Quando iP V é
muito maior que a variação em iCC, esse efeito é desprezível. Contudo, geralmente iP V
e a variação em iCC têm amplitudes similares. Para diminuir a distorção, um baixo
valor para o ganho proporcional na malha de controle pode ser usado, mas a dinâmica do conversor será mais lenta o que implica em maior tempo de rastreamento.
Essas distorções não ocorrem com a técnica IncCond, pois em regime a tensão de referência é constante.
A Figura 3.17 mostra as tensões de referência e as correntes da rede na fase a para as técnicas P&O e IncCond quando o sistema opera em regime permanente. Esse resultados foram obtidos por simulação usando a modelagem completa do sistema de geração PV apresentada no Capítulo 5.
As técnicas P&O e IncCond foram implementadas no protótipo desenvolvido durante este trabalho. Para validar os resultados de simulação, esse são comparados com os resultados experimentais mostrados a seguir.
A Figura 3.18 mostra os resultados de simulação e experimentais para a técnica P&O. Os resultados para a técnica IncCond são mostrados na Figura 3.19.
Para determinar qual a máxima potência do arranjo PV, para as condições de irradiância e temperatura em que o experimento foi realizado, fez-se uma rampa linear na tensão do arranjo entre 0 e 7, 5 s. Com isso a potência de saída do arranjo descreve
2.1 2.15 2.2 2.25 2.3 352 354 356 Tensão de referência 2.1 2.15 2.2 2.25 2.3 −5 0 5
Corrente da rede - P&
O 2.1 2.15 2.2 2.25 2.3 −5 0 5 Corrente da rede - I ncCond Tempo (s) VDC∗ IncCond
Figura 3.17: Correntes na rede usando as técnicas P&O e IncCond.
t = 7, 5 s a tensão do arranjo é levada para a condição inicial e o algoritmo da
técnica MPPT é habilitado. A técnica deve ser capaz de levar o sistema para o ponto PM P P obtido anteriormente. Esse procedimento só é válido quando a irradiância e
temperatura são constantes.
As gura 3.18 e 3.19 mostram que as duas técnicas conseguem levar o sistema para o ponto MPP. Observa-se também uma boa concordância entre os resultados de simulação e experimental, mostrando que o modelo do arranjo PV usado nas simulações é válido.
0 200 400 Tensão P V (V) 0 5 Corrente P V (A) 0 10 20 30 40 50 0 1000 2000 Tempo (s) P otência P V (W) Simul Exper Simul Exper Simul Exper
Figura 3.18: Resultados de simulação e experimentais para a técnica P&O.
0 200 400 Tensão P V (V) 0 5 Corrente P V (A) 0 10 20 30 40 50 0 1000 2000 Tempo (s) P otência P V (W) Simul Exper Simul Exper Simul Exper
O modelo de circuito do arranjo PV apresentado é bastante simples e seus parâmetros podem ser determinados pelos dados fornecidos pelo fabricante. Esse modelo é importante não apenas para entendimento das técnicas MPPT, mas também para de nição dos seus parâmetros.
Veri cou-se também que a dinâmica da malha de controle do conversor tem grande in uência sobre o desempenho das técnicas MPPT analisadas e deve ser levada em conta durante a seleção dos parâmetros dessas técnicas.
A implementação da técnica P&O em software é muito simples, tendo apenas uma multiplicação, algumas adições e comparações, podendo ser realizada até mesmo em microcontroladores de baixo custo. A técnica IncCond é um pouco mais complexa, pois além de multiplicações, somas e comparações, existe também uma divisão que geralmente não é possível de ser implementada na maioria dos microcontroladores. Essas duas técnicas apresentam e ciências semelhantes, sendo a IncCond ligeiramente superior.
O sistema PV apresentado neste trabalho demanda uma capacidade computacional elevada do sistema de controle. Então é utilizado um processador digital de sinal para essa tarefa. Dada a sua alta capacidade computacional, as diferenças, em termos de facilidade de implementação e esforço computacional das técnicas MPPT tornam-se irrelevantes. Dessa forma, foi escolhida a IncCond para ser implementada no protótipo devido ao seu melhor desempenho no controle de corrente.
4
Compensação de
Corrente e Tensão
4.1 Introdução
O conversor utilizado para integrar o sistema de geração fotovoltaica à rede elétrica possui inerentemente a capacidade de compensação de corrente, podendo desempenhar a função de um ltro ativo de potência paralelo. Usar essa característica para compensação de correntes harmônicas e desequilibradas e correção do fator de potência é bastante atrativo, pois aumenta a utilização do sistema PV e melhora a qualidade de energia no ponto de acoplamento comum (PCC - Point of Common Coupling).
Foi visto no Capítulo 2 que com um pequeno acréscimo no custo do sistema PV é possível ter também a capacidade de compensação de tensão usando um conversor série desempenhando a função de um ltro ativo de potência série. Tem-se então um sistema PV com características de um UPQC.
Para prover essas compensações, é necessário determinar com exatidão as correntes e tensões que o sistema deve injetar na rede. Neste capítulo, são apresentadas as estratégias para obtenção das referências de corrente e tensão a serem sintetizadas pelos conversores do sistema PV proposto neste trabalho.
O desempenho das estratégias para obtenção dos sinais de compensação depende da correta estimação da tensão de seqüência positiva da rede, a qual é feita, geralmente,