Controle das Correntes de Saída do Conversor

O controle das correntes geradas pelo inversor é a chave para a compensação de harmônicos e correção de reativos demandados pela alimentação de cargas lineares e não- lineares. Harmônicos de baixa ordem têm maior influência na qualidade de energia do sistema elétrico e por isto sua compensação é mais relevante. O THD máximo admissí- vel para as correntes de saída dos sistemas de geração fotovoltaicos é de 5%, segundo a Norma 1547 IEEE (2009), quando apenas cargas lineares são conectadas no PAC. Para alcançar as restrições de distorção harmônica máxima preconizada pela referida norma, é necessário realizar a compensação dos componentes harmônicos na saída destes sistemas. Na Figura 2.13 é apresentado um diagrama de blocos genérico de um SGD unifilar conectado à rede elétrica. Em que iPV é a corrente fornecida pela fonte renovável, iinv

é a corrente de saída do inversor, iSGD é a corrente fornecida pelo SGD, il é a corrente

PAC fornecida pela rede de distribuição, vs é a tensão fornecida por uma fonte ideal da

rede de distribuição e Zsé a impedância da rede.

i

s Rede de Distribuição PAC

v

s

v

+

_

Impedância da rede

+

_

Filtro

Z

L, LC ou LCL Fonte Renovável

+

_

s

Z

s SGD

Z

_L

i

SGD

i

l

i

inv

i

PV Inversor Barramento CC

C

Figura 2.13: Sistema de geração distribuída.

O SGD utiliza uma fonte renovável e a conversão CC/CA é realizada através de um inversor de tensão. O barramento CC, constituído por um banco de capacitores, é utilizado para promover o desacoplamento entre a fonte renovável e o inversor. A conexão do inversor ao PAC é viabilizada por filtros de interconexão (que podem ser do tipo L, LC ou LCL) que minimizam as amplitudes dos componentes harmônicos de alta-frequência nas correntes de saída. A rede de distribuição é representada por uma fonte ideal em série com sua impedância interna.

Em geral, na configuração conectado com o sistema, a tensão do PAC é imposta pela fonte primária. Assim, para viabilizar a injeção de potência na rede, o sistema de geração funciona como fonte de corrente. No caso da ocorrência de ilhamento, o modo de ope- ração em corrente do sistema interconectado é alterado para configuração fonte de tensão controlada. Normalmente, os SGDs interconectados operam no ponto de máxima potên- cia e fornecem apenas potência ativa, que pode inviabilizar as funções de compensação. Todavia é possível flexibilizar a forma de injeção de potência com a introdução de reativos ou operar na forma subótima da fonte de geração (TIMBUS et al., 2009).

Na forma convencional, a estratégia de controle dos SGDs pode ser implementado seguindo-se as seguintes metodologias (LI; HE, 2014):

• Controle em Corrente CCM (do inglês, Current-control method); • Controle em Tensão VCM (do inglês, Voltage-control method);

• Controle Simultâneo Tensão/Corrente (Híbrido) HCM (do inglês, Hibrid-control

O CCM é o mais popular, no qual o SGD é operado como uma fonte de corrente controlada. Já, o VCM é mais indicado para SGD isolados ou ilhados. Quando o VCM é utilizado, normalmente são empregadas técnicas de controle por decaimento (droop

control) (VANDOORN et al., 2012). Comparando-se o CCM com o VCM observa-se

que o último é mais susceptível a distúrbios da rede elétrica. Uma forma de diminuir esta susceptibilidade é a utilização da técnica de impedância virtual (HE; LI, 2011). No HCM, as correntes de saída do SGD e as tensões no PAC são controladas simultaneamente. Nesta metodologia, a técnica VCM é empregada para regulação da componente fundamental da tensão do PAC (considerando-se que o PAC se aproxima de um barramento infinito), já a compensação dos componentes harmônicos de corrente é realizada via a técnica CCM. As duas formas tradicionais de compensação harmônica realizada por SGD que utilizam a técnica CCM são (LI; HE, 2014):

• Injeção de corrente quase senoidal; • Compensação harmônica do PAC.

Estas duas formas de compensação são abordadas nos subitens a seguir.

Injeção de Corrente Quase Senoidal

Este método realiza o controle das correntes fornecidas pelo SGD de tal forma que as mesmas sejam aproximadamente senoidais (com baixa distorção harmônica). Neste método, a técnica de controle empregada promove a injeção de correntes segundo um referencial senoidal sem se preocupar com a presença de cargas não lineares no PAC. O diagrama de blocos deste esquema de controle é apresentado na Figura 2.14.

S +

0

i

SGD_h

PLL

de

Controlador

Referências

i

SGD_f

v

PAC

i

SGD * * * + S

i

S DG

Fundamental

Controlador

Harmônicos

S

v

f *

Geração

+ - + +

Neste diagrama de blocos, a tensão do PAC vPACé medida e um PLL é empregado para

identificação do ângulo do vetor tensão. Com base neste ângulo, o bloco de geração de referências determina a corrente i∗_{SGD_ f}. Como o intuito deste método é zerar o conteúdo harmônico da corrente fornecida pelo SGD, a corrente de referência relativo aos harmô- nicos do SGD i∗_{SGD_h}é fixada em zero. Para que a corrente controlada iSGDconvirja para

a sua referência i∗_SGDé utilizado um controlador para a componente fundamental e outros para os harmônicos. Os sinais gerados pelos controladores são somados para obtenção da referência de tensão v∗_f que será sintetizada pelo inversor de tensão. O funcionamento do esquema de controle é ilustrado na Figura 2.15.

i

S DG

SGD SGD

Figura 2.15: Sistema com injeção de corrente com baixo teor harmônico.

Neste exemplo, a carga conectada no PAC (ZL) é uma carga não linear, cuja a corrente

demandada é composta por uma parcela fundamental e por componentes harmônicos, o que pode ser verificado no gráfico da corrente il. Como idealmente o método deve

apenas fornecer correntes sem distorção harmônica, a corrente iSGD apresenta forma de

onda senoidal. Considerando-se o caso em que a potência fornecida pelo SGD é superior a potência da carga, observa-se que uma parcela da corrente gerada alimenta a carga e a outra parcela é injetada no barramento CA. Desta forma, observa-se que a corrente do barramento (is) é distorcida. Por conta disso, a queda de tensão sobre a impedância interna

do barramento CA também apresenta distorção, o que resulta em uma tensão do PAC distorcida (ver o gráfico de vPACna Figura 2.15). Assim, quando este método é utilizado,

tarefas de compensação da qualidade de energia no PAC.

Compensação Harmônica do PAC

Quando a necessidade da compensação harmônica do PAC é requerida, é necessário que as correntes fornecidas pelo SGD sejam compostas pelas componentes fundamen- tais relativo a energia gerada pela fonte renovável, somadas aos componentes harmônicos demandados pela carga conectada ao PAC. Para que essa compensação harmônica seja efetiva, é necessário a identificação dos referidos componentes harmônicos. Uma possi- bilidade é a utilização da medição das tensões do PAC e partir destas, obter a extração desta informação por uma técnica de transcondutância. Para isso, faz-se necessário a es- timação da resistência equivalente do PAC (RPAC). O diagrama de blocos que descreve

genericamente este esquema de controle é apresentado na Figura 2.16. Este método torna- se interessante porque não é necessária a medição da corrente da carga. Todavia, devido ao comportamento aleatório do sistema, apresenta um complicador relativo a identificação da resistência equivalente do PAC.

S

PLL

de

Controlador

Referências

i

SG _fD

v

PAC

i

SGD * * + S

i

SGD

Fundamental

Controlador

Harmônicos

Geração

+ -

H(s)

v

PAC

1/R

PAC

Extrator

de

Harmônicos

+

i

*SG _hD S

v

_f* + +

-

Figura 2.16: Compensação harmônica extraindo os harmônicos da vPAC.

Outra forma de se obter o conteúdo harmônico seria a partir da medição direta das correntes da carga conectada no PAC. A partir desta medição é utilizado um extrator de harmônicos para se obter i∗_{SGD_h}. Devido a sua forma direta, este método apresenta resultados mais confiáveis. No entanto, é importante observar que a sua adoção aumenta os custos de implementação, em decorrência da instalação de sensores para a medição das correntes da carga. O diagrama de blocos da implementação deste método é ilustrado na Figura 2.17.

S

v

f * + + S

PLL

de

Controlador

Referências

i

SG _fD

v

PAC

i

SGD * * + S

i

SGD

Fundamental

Controlador

Harmônicos

Geração

+ -

H(s)

i

l

Extrator

de

Harmônicos

+

i

*SG _hD

Figura 2.17: Compensação harmônica extraindo os harmônicos da il.

Após a obtenção do referencial harmônico i∗_{SGD_h} este sinal é somado a parcela fun- damental i∗_{SGD_ f} para composição da corrente de referência i∗_SGDque é utilizada pelo sis- tema de controle repetitivo. O objetivo é realizar o controle da corrente iSGD para que os

componentes harmônicos da carga sejam fornecidos somente pelo SGD. Desta forma, a corrente is só contém componente fundamental. Em geral, os extratores de harmônicos

utilizados nesta estratégia de controle, empregam filtros, que introduzem atrasos e que podem comprometer a eficiência de compensação.

Outra possibilidade para o controle de corrente, seria a regulação das correntes de saída do SGD, de forma indireta (RIBEIRO et al., 2014). Neste método a corrente for- necida pela da rede elétrica é controlada (ROCHA, 2013). Os métodos de compensação harmônica podem ser considerados como sendo HEBS (do inglês, Harmonic extractor-

based strategies) ou como BEBS (do inglês, Balanced energy-based schemes). No HEBS

o sistema controla as correntes de saída do filtro de conexão fornecendo o conteúdo harmônico de cargas acopladas do PAC, como é realizado nos métodos de compensa- ção harmônica extraindo os harmônicos da vPAC e no método de compensação harmônica

extraindo os harmônicos da il. Já no BEBS as correntes reguladas são as correntes da rede

elétrica e não é necessário realizar a extração dos componentes harmônicos da tensão do PAC, como apresentado na Figura 2.16 e nem das corrente da carga, como na Figura 2.17. Esta abordagem se mostra promissora por conta da não utilização de filtros para extração de harmônicos, reduzindo assim os atraso de compensação. Além disso, como a corrente controlada, na sua condição de equilíbrio, é aproximadamente senoidal, pode-se utilizar apenas um controlador sintonizado na frequência fundamental.

PLL

de

Controlador

Referências

v

PAC

i

s* S

i

s

Fundamental

v

*f

Geração

+ -

Figura 2.18: Compensação harmônica sem extração de harmônicos.

Genericamente, o princípio de funcionamento das estratégias apresentadas pelos dia- gramas de blocos das Figuras 2.16, 2.17 e 2.18, pode ser melhor entendido com o auxílio dos gráficos ilustrados na Figura 2.19.

iinv iSGD

SGD SGD

Figura 2.19: Sistema com compensação do PAC

Segundo os gráficos das correntes iSGD, il e is, pode-se observar que a compensação

integral dos harmônicos de corrente da carga pelo SGD (iSGD) resulta em uma corrente

do barramento CA (is) aproximadamente senoidal. Além disso, como a queda de tensão

verificada na impedância interna da fonte primária é senoidal (is∗ Zs), determina também,

Controladores utilizados

No controle das correntes de saída dos sistemas de geração fotovoltaicos são comu- mente usados controladores convencionais do tipo PI ou PR, dependendo do referencial usado. Um sistema PV de duplo estágio de 100kVA, composto por dois inversores de tensão, à 4 fios, foi implementado por Wang et al. (2013). Neste sistema, a estratégia de controle de corrente utilizada foi baseada na metodologia de controle direto com extra- tores de harmônicos. Neste esquema, além de injetar na rede elétrica a potência gerada pelo sistema PV, o sistema ainda compensa desbalanceamentos e os eventuais componen- tes harmônicos das correntes do PAC. O esquema utilizado para extração dos harmônicos de corrente foi implementado em um FPGA. A estratégia de controle foi implementada segundo o referencial vetor tensão e controladores PIs foram empregados para regulação da correntes dos eixos dq. A interconexão do sistema com a fonte primária foi provida por filtros LCL. Para realizar a sintonia dos controladores de corrente foi obtido o modelo de pequenos sinais do filtro LCL conectado com a rede elétrica. Os resultados obtidos demonstraram robustez, principalmente para aplicações de potência superior a 100kVA. Todavia, a utilização de um DSP associado com um FPGA para implementação das es- tratégias de controle, indicou um possível desvantagem no que se refere a complexidade do hardware empregado.

Kadri, Gaubert e Champenois (2011) também utilizaram controladores PIs para re- gular as correntes de saída de um sistema de geração PV. Nesta abordagem, foi utilizado uma unidade de conversão com um estágio, conectado ao PAC via filtros L. O referencial vetor tensão foi usado para implementação do controle das correntes. Neste esquema de controle, não foi utilizado nenhum técnica de compensação de harmônicos e toda energia produzida pelo PV foi injetada no barramento CA na forma de potência ativa. Este tipo de configuração se mostra adequado para aplicações que não possuam cargas não-lineares conectadas ao PAC.

Como pode ser verificado nos trabalhos apresentados anteriormente, a utilização de controladores PI só é indicada quando o referencial vetor tensão é empregado. Quando o referencial estacionário é usado, os controladores mais adequado são os PRs, pois pos- suem na sua estrutura o princípio do modelo interno da senoide e, por conseguinte, asse- guram erro nulo na condição regime permanente.

Cha, Vu e Kim (2009) utilizam um controlador PR no controle das correntes de um sistema de geração PV monofásico. A corrente do barramento CA foi definida como a componente do eixoα. Já a componente em quadratura do eixoβ, foi obtida a partir da utilização do de um filtro passa-tudo, para prover o defasamento requerido de 90o. Os

resultados experimentais obtidos demonstraram que o conteúdo harmônico das correntes

is_d e is_q foram menores quando comparado com a mesma estratégia implementada por controladores PI.

Teodorescu et al. (2004) também utilizou um controlador PR para o controle de cor- rente de um sistema de geração PV monofásico, mas não utilizou a bordagem vetorial. Em contrapartida, foi utilizado um esquema de controle repetitivo, composto por um con- trolador sintonizado na componente fundamental e três outros para o terceiro, quinto e sétimo harmônico, respectivamente. Nesta estratégia, os harmônicos foram obtidos via extratores implementados por filtros. Já a técnica de controle repetitivo foi empregada para atenuar os referidos componentes harmônicos.

Para obter um bom desempenho com o uso dos controladores PR é necessário que a frequência da rede seja constante, pois o controlador PR é sintonizado para trabalhar em uma frequência específica. No caso da ocorrência de variações nesta frequência, o erro nulo de regime permanente não é mais obtido. Desta forma, para que a atuação do PR não seja susceptível a estes desvios de frequência foi proposto por Dasgupta, Sahoo e Panda (2009) o uso de um controlador PR adaptativo para um sistema monofásico. Nesse esquema, o valor da frequência fundamental é continuamente identificada por um PLL.

Os controladores lineares do tipo PI e PR são dimensionados de acordo com o modelo sistema, que pode ter seu desempenho comprometido na ocorrência de variações paramé- tricas ou mudança do ponto de operação. Considerando-se que as condições da rede elé- trica têm natureza randômica, no que se refere a ocorrência de distúrbios e perturbações, não é possível assegurar o desempenho desses esquemas para toda a faixa de operação. Ao longo dos anos várias estratégias de controle têm sido propostas para contornar estes problemas.

Timbus et al. (2009) realizou comparações com estratégias de controle das correntes de saída de um sistema geração PV, implementadas segundo os referenciais: vetor ten- são, estacionário e trifásico. No trabalho foi utilizado uma compensação harmônica para que as correntes de saída tenham uma baixo teor harmônico, sem levar em considera- ção a distorção harmônica oriundas de cargas conectadas no PAC. No caso do referencial vetor tensão, foram utilizados controladores do tipo PI. Já para o referencial estacionário empregou-se controladores do tipo PR. Por último, para o referencial trifásico, foram ava- liadas as possibilidades de uso dos controladores PIs, PRs ou Dead-Beat preditivo (DBP). Neste último caso, a dificuldade de implementação decorre do acoplamento existente en- tre as fases do sistema trifásico.

O controlador DB convencional é muito sensível ao modelo do sistema. Considerando- se que a interconexão do inversor ao PAC é viabilizada por filtros LCL, os polos de alta-

frequência introduzidos por estes, podem levar o sistema a instabilidade. Por estes mo- tivos, Timbus et al. (2009) propôs o decremento de um dos parâmetros do controlador DB quando o sistema discreto tende a sair do ciclo unitário. Os controladores foram ana- lisados em relação à qualidade da potência gerada, variações de potência de entrada e queda de tensão da rede elétrica. Também foram feitas comparações da atuação de filtros de conexão do tipo L e LCL. Os resultados experimentais demonstraram que o emprego de controladores PIs, no referencial trifásico, em regime permanente, resultou em menor conteúdo harmônico. Todavia, no caso de ocorrência de faltas, o controlador proposto apresentou melhor desempenho.

De uma forma geral, a utilização de controladores de corrente preditivos pode gerar erros de regime permanente. Este efeito pode ser minimizado com a inclusão de meca- nismo de adaptação (AHMED et al., 2011)(ESPI et al., 2011). A vantagem da utilização deste tipo de controladores é que os mesmos se adéquam melhor a pertubações quando comparados aos convencionais. Contudo, estes esquemas de controle ainda possuem o problema da forte dependência paramétrica da planta. A forma idealizada para solucionar esta adversidade seria propor uma estratégia de controle que aliasse a rapidez do esquema preditivo com o erro nulo de regime permanente do controlador adaptativo. Todavia, a utilização da estratégia adaptativa aumenta a complexidade de implementação por conta do uso de estimadores.

Em sistemas que utilizam o filtro de conexão do tipo LC as características da rede elétrica influenciam bastante na estabilidade do sistema, principalmente quando contro- ladores do tipo PI são usados. Por conta disso, Yang et al. (2011) propôs a utilização de um controlador robusto baseado na técnica H∞para promover a robustez do sistema, principalmente no caso de ocorrência de variações da impedância do PAC. Este controla- dor garante erro nulo de regime permanente para frequência fundamental e promove uma atenuação importante para os componentes de alta-frequência.

Com o objetivo de propor um sistema de geração PV trifásico, imune a variações de irradiação solar, Mahmud et al. (2014) utilizou um controlador robusto não linear em espaços de estados para regulação das correntes de saída. A validação do método foi reali- zada através de simulações, que demostraram um bom desempenho mesmo em condições adversas. Todavia, o ponto negativo do controlador proposto se deve a sua complexidade de implementação.

No caso do uso de sistemas de interconexão no qual utilizam-se filtros LCL, a prin- cipal dificuldade refere-se a possibilidade de auto-oscilação. Para promover o amorteci- mento requerido, Massing et al. (2012) e Mao e Ayyanar (2010) propuseram a utilização de um controlador de corrente adaptativo do tipo MRAC (do inglês, Model Reference

Adaptive Control), implementado no referencial estacionário para um sistema de geração

PV trifásico. Com esse controlador é possível selecionar um modelo de referência ade- quado para o sistema em malha fechada baseado no comportamento desejado. Porém, esse modelo de referência nem sempre produz estimações precisas, o que pode compro- meter o desempenho do controlador.

Controladores adaptativos possuem a vantagem da atualização de seus ganhos em tempo real por meio da estimação dos parâmetros da planta. Porém, o emprego desses esquemas dificulta a sua implementação em decorrência da necessidade do uso de estima- dores. Os estimadores empregados nesses esquemas devem ter uma dinâmica mais rápida do que a da planta, para que se obtenha um desempenho satisfatório, e isto nem sempre é possível.

No documento Contribuições para estratégia de controle aplicada à geração fotovoltaica interconectada à rede elétrica (páginas 55-65)