Segundo Zhong e Weiss (2011), um CS é um modelo de MSV equivalente a um gera- dor síncrono com um pequeno banco capacitor conectado em paralelo com os terminais do estator. Um CS pode ser divido em duas partes: uma parte elétrica e uma parte me- cânica. Ou seja, o filtro (L,LC ou LCL) e o conversor de potência utilizado em sistemas intermitentes representam os enrolamentos e a característica construtiva de uma máquina quanto ao tipo de polos (lisos ou salientes). Por sua vez, emulação das características inerciais é viabilizada pela dinâmica do barramento de corrente contínua (CC) do con- versor no qual este representa o rotor de uma máquina elétrica. A proposta do CS parte das equações mecânicas de uma máquina síncrona apresentando suas vantagens e des- vantagens (ZHONG; WEISS, 2011). Entretanto, por não ser uma estrutura física, o CS pode utilizar em seu modelo matemático valores variáveis de inércia e atrito otimizando o modelo virtual implementado.
Zhong e Weiss (2011) emulam um CS utilizando uma fonte de tensão CC para emular um sistema de geração renovável. A fonte de tensão é conectada a um conversor trifásico por meio de uma capacitor de acoplamento. A saída trifásica do conversor é conectada na rede elétrica a partir de um filtro de conexão LC e a impedância deste filtro representa a impedância do estator do CS proposto por Zhong e Weiss (2011). É utilizado um PLL (do inglês, Phase Locked Loop ) para a sincronização com a rede elétrica e o controle por decaimento é aplicado no controle de potência ativa e reativa. O mecanismo de controle por decaimento é aplicado na potência ativa comparando o ângulo da rede e o ângulo gerado a partir do modelo de MSV implementado. A diferença entre o ângulo da rede e o ângulo gerado pelo CS é implementada a partir de um fator de ganho que caracteriza a implementação do controle por decaimento na estratégia de controle e sincronização utilizada por Zhong e Weiss (2011).
Em sistemas eólicos de geração que utilizam geradores de indução duplamente ali- mentado (DFIG, do inglês, Double Feed Induction Generator) e geradores síncronos de imã permanente (PMSG, do inglês, permanent magnet synchronous generator) é neces- sária a utilização de conversores back-to-back para a conexão com à rede elétrica. Esses sistema back-to-back têm dois estágios de conversão, ou seja, CA/CC e CC/CA, diferente dos sistemas de geração solar que utilizam um conversor CC/CA. Várias estratégias têm sido propostas para o controle de retificadores, que consistem em alcançar um alto fa- tor de potência e uma forma de corrente completamente senoidal (DIXON; OOI, 1988), (ZHOU; WANG, 2003). No entanto, as estrategias de emulação de estruturas de MSV em conversores na condição de inversor podem ser aplicadas aos aos mesmo conversores
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na condição de retificadores. Ma, Zhong e Yan (2012) desenvolveram a mesma estru- tura de MSV aplicada a conversores no modo retificador utilizado o modelo de um motor síncrono para a implementação da estratégia de MSV. Diferente das estratégias conven- cionais, neste caso são necessárias duas malhas de controle, uma malha para controle de potência e uma malha para o controle da tensão de saída. A malha de controle de potência ativa resulta no ângulo para equação de campo de uma máquina elétrica, enquanto que a malha de controle de tensão do sistema é utilizada para gerar a excitação de campo do motor síncrono. A partir da análise proposta por Ma, Zhong e Yan (2012) conclui-se que um CS pode operar também com retificador.
Estratégias de emulação CS podem ser aplicadas a SGDs de baixa tensão. Atual- mente, a maior parte das conexões realizadas com os sistemas fotovoltaicos são enqua- dradas nesta configuração. Para que um PAC seja alimentado por dois SGDs de uma rede de baixa tensão é necessário que estes sistemas se mantenham estáveis. Dessa forma, Peyghami et al. (2017) emularam um CS para atuar em um sistema de baixa tensão com- posto por duas fontes renováveis e um PAC comum. O CS proposto é composto por uma estrutura de controle por decaimento a partir da inserção de uma fonte CA de baixa tensão na saída do conversor. A estrutura experimental utilizada é composta por dois converso- res buck-boost com uma tensão de saída de 400 V em conjunto com uma rede CA com frequência de 50 Hz. Para verificar a eficiência do método foi testado a dinâmica do sis- tema a variações de carga de 3,2 kW e 2 kW. Os resultados obtidos demonstra ram que a tensão de acoplamento é mantida em seu valor nominal mediante a variação de carga. Du- rante a reconexão de umas das fontes, a variação de frequência foi de aproximadamente 0,8 Hz. O método de sincronização com a rede utilizado foi comparado com um PLL convencional apresentando um melhor desempenho, reduzindo as oscilações de tensão e corrente geradas pelo processo de sincronização.
Semelhante a um gerador síncrono, o CS utiliza a indutância do filtro de conexão pra atuar da mesma forma que a indutância do estator de um gerador síncrono (ZHONG; WEISS, 2011). Contudo, segundo Natarajan e Weiss (2017), a proporção de valores entre a indutância do estator de um gerador síncrono e a indutância de um filtro de conexão diferem em uma proporção de 30 (unidades em PU). Dessa forma, pequenos indutores não apresentam resultados satisfatórios de estabilidade. A partir disto, Natarajan e Weiss (2017) atuaram na estrutura de controle inserindo um fator que resultará em uma elevação da impedância do filtro de conexão. Os autores atuaram também, por meio desse fator, inserindo capacitores virtuais aos capacitores do filtro que são responsáveis pela compen- sação de harmônicos provenientes de componentes CC da corrente entregue à rede. Para aferição do método, Natarajan e Weiss (2017) utilizaram uma plataforma experimental
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com potência de 5 kW e tensão no PAC de 220 V(rms). Os resultados obtidos apresen- taram uma variação mínima de potência ativa e reativa dada variações na tensão do PAC, elevando a margem de estabilidade do sistema.
A emulação de CS é mais frequentemente aplicada a redes CA. Além disso, o mo- delo do filtro de conexão e as redes trifásicas contribuem para aplicação de conversores síncronos em redes CA. Sistemas CC e CA devem operar em paralelo para melhorar a autonomia do sistema de geração de energia. Mediante isto, Aouini et al. (2016) propuse- ram um CS para operar em um sistema HVDC (do inglês, Higth Voltage Direct Current). Os autores utilizam dois conversores e uma linha de transmissão entre duas redes. Um conversor opera como gerador atuando na injeção de corrente enquanto que o outro con- versor, utilizado como retificador, atua na conexão com rede CC. Aouini et al. (2016) atribuem o termo SHVDC (do ingles, Sinchroverter Higth Voltage Direct Current) para referenciar um conversor síncrono operando em um sistema HVDC utilizando estruturas de controle por decaimento e auto balanço de potência. O sistema utilizado é composto por uma linha de transmissão de 200 km e uma potência de 400 MW entres as fontes CA, os resultados obtidos pelo SHVDC foram comparados com o método clássico de controle vetorial (HAMMAD; GAGNON; MCCALLUM, 1990) e apresentaram melhor desempe- nho quanto ao overshoot e amortecimento, garantindo estabilidade robusta a transientes imposto ao PAC. Após os teste, os autores concluíram que o SHVDC se mostrou efetivo apenas na atenuação do overshoot e suavização das oscilações quando comparado com o método vetorial clássico.
Sistemas de geração de energia elétrica que operam paralelamente são largamente es- tudados, além disso, para os sistemas renováveis, é crescente o interesse em sua expansão. Dessa forma, Zhong et al. (2018) propuseram um CS para operar em dois sistemas conec- tados ao mesmo PAC. A metodologia proposta é baseada em limitadores de frequência e tensão que tangenciam a resposta do sistema de controle em malha fechada à estabili- dade. A estratégia de CS foi validada em simulação por meio de dois sistemas idênticos que utilizam uma fonte de tensão, um conversor e um filtro LCL para conexão com a rede elétrica. São realizados dois senários, no qual o primeiro utiliza uma rede fraca e o segundo utiliza um rede forte. A variação máxima de frequência admitida é 0,5 Hz e 1,15 V para a tensão no PAC a transientes sofridos ou oferecidos pelos sistemas paralelos. Em ambos os casos, ao ocorrer uma variação da fonte primária a frequência apresentou uma variação de 0,2% em torno do seu valor nominal, enquanto que a tensão sofreu um aumento de 2%. Os autores concluem que o método proposto foi capaz de mantes ambos os sistemas operando dentro de um limar seguro, ou seja, 50,1 Hz e aumento de 2% na tensão do PAC durante eventos transitórios.
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