M´ etodos ativos - M´ etodos locais - Estudo e implementação de estratégias de detecção de ilha

3.3 M´ etodos locais

3.3.2 M´ etodos ativos

Os métodos ativos, diferentes dos anteriores, produzem pequenas perturba¸cões diretamente na forma de onda gerada pelo inversor, geralmente na magnitude da tensão ou frequência. A inclusão dessa perturba¸cão tem o intuito de reduzir a zona de não deteçcão dos métodos passivos. Se a rede elétrica estiver em funcionamento, essas perturba¸cões não afetam o sistema elétrico de potência, que faz o controle de tensão e frequência da rede elétrica [43]. Se a mesma estiver desconectada, a magnitude da tensão ou frequência seguirá o método ativo, acionando as prote¸cões do SGD. Normalmente, os métodos ativos em conjunto com os métodos passivos conseguem detectar situa¸cões de ilhamento sem ZND [3, 44].

A desvantagem dessa técnica consiste na degrada¸cão da qualidade da potência entregue à concessionária por causa das perturba¸cões injetadas na rede elétrica. Quando o número de SGDs em paralelo aumenta no mesmo PAC (no mesmo alimentador), a degrada¸cão é intensificada, aumentando a ZND de todos os métodos ativos [33, 42].

Zona de não deteçcão para os métodos ativos

A zona de não deteçcão dos métodos passivos está situada em torno da origem, como descrito na se¸cão 3.2. Para os métodos ativos, a ZND está deslocada em rela¸cão à origem do gr´afico ∆Qx∆P . Esta caracter´ıstica ´e representada pela Figura 3.4, que mostra que a ZND pode estar situada em um dos quatro quadrantes do gráfico.

Figura 3.4: Zona de não deteçcão para os métodos ativos.

Em regime permanente, pequenas varia¸cões de frequência e tensão produzidas pela desconexão da rede principal possibilitam a atua¸cão dos métodos ativos de anti-ilhamento.

Porém, as perturba¸cões causadas pelos métodos quando a ilha é formada podem balancear a potência da carga local, criando uma zona de não deteçcão.

Desvio ativo em frequˆencia

O método de desvio em frequˆencia (Active frequency drift method - AFD), cujo princ´ıpio de funcionamento é ilustrado na Figura 3.5, causa pequenas perturba¸cões na corrente de sa´ıda do inversor. Essa perturba¸cão é caracterizada pelo aumento de frequência quando comparada com o ciclo anterior. Para aumentá-la, a frequência do ciclo positivo e negativo da corrente ´e aumentada por um fator δf . Este fator determina o tamanho do segmento nulo que é adicionado ao formato da corrente. Como o per´ıodo da tensão da rede elétrica é maior do que o per´ıodo da nova corrente, a diferen¸ca entre as duas consiste no segmento nulo. Isto é feito para que a corrente de referência do método coincida com a frequência do PAC [45, 46].

O aumento ascendente da frequência da corrente provoca o acionamento da prote¸cão de sobre frequência do inversor. Caso a rede elétrica esteja em funcionamento, não haverá o aumento da frequência. Devido as normas que regulamentam a TDH da corrente injetada na rede elétrica, que deve ser menor que 5% (padrão IEEE STD 519-1992), o tempo em que a corrente permanece em zero deve ser ajustado para que a distor¸cão da corrente não passe desse valor [47]. Normalmente, o aumento de frequência é feito respei- tando o fator de corte, equa¸cão (3.8), que determina o tamanho do segmento nulo [38, 48]. Os parâmetros para a equa¸cão (3.8) s˜ao: o tamanho do segmento nulo (Tz), o per´ıodo da

tens˜ao da rede el´etrica (Tgrid), o fator de aumento de frequˆencia (δf ) e a frequˆencia da

rede el´etrica (f ).

Essa técnica n˜ao utiliza feedback positivo, o que significa um tamanho fixo para esse segmento, sendo que δf deve estar no intervalo de 0, 5 a 1, 5 - intervalo recomendado na literatura. A fase e corrente do inversor para este método são definidas pelas equa¸cões (3.9) e (3.10), respectivamente [49]. Dependendo do padrão usado no pa´ıs, o método não consegue detectar condi¸cões de ilhamento no tempo determinado pelas normas, pois leva muito tempo para a frequência da corrente for¸car o aumento da frequência da tensão até alcan¸car os limites impostos pelas normas [4].

Por causa da distor¸cão aplicada pelo método, ocorre a degrada¸cão da qualidade de energia do sistema. A ZND não pode ser reduzida completamente, pois existe ainda uma dependˆencia do fator de qualidade da carga LC e do δf , sendo muito pr´oxima da ZND dos métodos de OUV e OUF para cargas com alto fator de qualidade [50].

cf = 2Tz Tgrid

= δf

f + δf (3.8)

θAF D = πf Tz = πδf f + δf (3.10) 0.426 0.428 0.43 0.432 0.434 0.436 0.438 0.44 0.442 −20 −15 −10 −5 0 5 10 15 20 Tempo[s] Corrente [A] AFD − referência Sem AFD

Figura 3.5: M´etodo de desvio ativo em frequˆencia - AFD.

Desvio ativo em frequˆencia com realimenta¸c˜ao positiva

Esse m´etodo foi desenvolvido pela Sandia National Laboratories, subsidi´aria da

Lockheed Martin Corporation, que se dedica a pesquisas na ´area de sistemas de arma nucleares e ´e um dos maiores centros de pesquisa do departamento de energia dos EUA, al´em de desenvolver formas para fortalecer a seguran¸ca nacional do pa´ıs [4, 51].

O método anterior se baseia em um fator de corte fixo. Dependendo das situa¸cões da rede, pode demorar muito tempo para que as condi¸cões de ilhamento sejam detectadas. Este método, tamb´em chamado de SFS (Sandia Frequency Shift ), soluciona o problema com a inclus˜ao de um feedback positivo [52]. Para implement´a-lo, basta que o fator de corte esteja em fun¸cão do erro entre a frequência da tensão medida da rede elétrica com a medida no ciclo anterior [53].

Sendo que k define a velocidade na qual o m´etodo detectar´a o ilhamento e cf0 a

fra¸c˜ao inicial de recorte. A ZND pode ser reduzida a zero para Q < 4, 8, cf0 = 0, 005 e

k = 0, 01 [49]. Para tornar esse m´etodo mais preciso, adiciona-se o m´etodo SVS (Sandia

Voltage Shift ) para maximizar o desempenho do m´etodo de anti-ilhamento [50].

Desvio ativo em frequˆencia com fator de corte pulsante - AFDPCF

Diferente das duas variantes anteriores, este m´etodo utiliza um fator de corte

cf , que se baseia em um pulso alternado, equa¸c˜ao (3.12), representado na Figura 3.6, o que proporciona um desvio mais rápido na frequência no momento do ilhamento. A ideia principal dessa técnica é o aumento da frequência em um per´ıodo e a diminui¸cão da frequência no per´ıodo seguinte. O método pode ser implementado pelo cálculo anal´ıtico através de um valor escolhido para a THD da corrente que está sendo injetada na rede elétrica. cf =          cfmax se Tcfmaxon cfmax se Tcfminon

0 Caso contr´ario

(3.12)

Figura 3.6: Fator de corte para o m´etodo AFDPCF. Fonte: [4].

Pulo ativo de frequˆencia

O método por deslocamento de fase que causa o pulo ativo da frequência tem como objetivo mudar a fase da corrente em rela¸cão à fase da tensão no ponto de conexão do inversor, que causa instabilidade na frequência da rede, para que as prote¸cões de sub/sobre frequência sejam acionadas. Por causa da mudan¸ca de fase, o fator de potência deixa de ser unitário (ângulo de fase entre corrente e tensão iguais a zero). A ideia desse método é baseada no aumento de fase da corrente mais rapidamente do que a carga com um fator de potência unitário na região perto da frequência da rede elétrica [54].

de opera¸cão estável de fase e frequência, proporcionando uma deteçcão de ilhamento mais rápida. O método é de fácil implementa¸cão, pois altera apenas uma variável do sistema, sendo bastante eficaz quando o sistema tem vários inversores conectados no mesmo PAC [55].

Uma op¸cão se baseia na perturba¸cão do PLL, Figura 3.7, que é caracterizado pela adi¸cão de uma frequˆencia, ωanti−islanding, àquela encontrada pelo PLL. Quando a rede

elétrica está ativa, a frequência no ponto de acoplamento comum é mantida no valor im- posto pelo sistema elétrico. Todavia, quando a mesma deixa de funcionar, ocorre um salto de frequência que continua até atingir a prote¸cão do sistema fotovoltaico. A frequência adicional escolhida que define o salto, que pode ser tanto ascendente quanto descendente, precisa ser ajustada de forma que evite o m´ınimo poss´ıvel a degrada¸cão do fator de po- tência (FP). Como ocorre uma mudan¸ca do FP, idealmente unitário, para um valor menor que um, a potência ativa entregue pelo SGD é reduzida [56].

Outra op¸cão consiste no m´etodo Slip-mode frequency shift que utiliza realimenta- ¸cão positiva para mudar a fase da tensão no PAC de forma a desestabilizar o ângulo de fase do inversor [49]. Com isso, quando a rede elétrica parar de funcionar, o inversor aumentará o erro de fase, amplificando a frequência de sa´ıda do inversor, causando o acionamento da prote¸cão OUF [57].

A referˆencia de corrente do inversor (i∗_j) e sua fase (θsmsj) em regime permanente

estão representados pelas equa¸c˜oes (3.13) e (3.14). Sendo que fm é a frequência em que

a m´axima mudan¸ca de fase ocorre, θm é a m´axima mudan¸ca de fase, fj−1 é a frequência

medida no PAC no instante (j-1) e fgrid é a frequência de opera¸cão nominal da rede de

distribui¸c˜ao [50]. i∗_j =√2Isen(2πfj−1t + θsms) (3.13) θsmsj = θmsen( π 2 fj−1− fgrid fm− fgrid ) (3.14)

M´etodo GE de deslocamento de frequˆencia

Este m´etodo foi criado pela General Electric Global Reserach Center e se baseia no desvio ativo de frequˆencia. Conhecido por General Electric Frequency Shift (GEFS) ´e recomendado para aplica¸cões trifásicas, mas nada impede o seu uso em sistemas monofásicos, bastando apenas o uso de um eixo virtual q e algumas altera¸c˜oes em sua estrutura [58].

A Figura 3.8 ilustra o algoritmo do método. O método GEFS aumenta a corrente reativa de referˆencia por meio de um feedback positivo atrav´es do valor estimado para a frequência. Dessa forma, a frequência, no momento do ilhamento, aumentará até alcan¸car os limites de sobre/sub frequência. O aumento da corrente reativa está em torno

αβ

dq

grid V Park Transform Saturation Compensator anti-islanding Vq Vd PLL H(s) VCO

Figura 3.7: Diagrama de blocos ilustrando o funcionamento do método ativo de pulo de frequência baseado na perturba¸cão do PLL.

da frequˆencia fundamental, o que causa uma THD desprez´ıvel. Com isso, este m´edodo consegue obter uma ZND pequena [4].

Figura 3.8: M´etodo GEFS apresentado em sua forma algor´ıtmica.

ser implementado apenas em sistemas que utilizam microprocessadores mais sofisticados. Entretanto, o método possui resposta melhor na dinâmica do sistema, pois consegue alocar os pólos e zeros do sistema em uma melhor posi¸cão, o que possibilita um desempenho melhor.

M´etodo Sandia de deslocamento de tens˜ao

Este m´etodo, conhecido como Sandia Voltage shift (SVS), semelhante ao m´etodo

Sandia Frequency Shift, foi desenvolvido pela Sandia National Laboratories. Entretanto, o

método se baseia no desvio ativo de tensão. Sua principal caracter´ıstica consiste em utilizar como parâmetro o fluxo de potência ativa fornecido pelo inversor, sem se preocupar com a potência reativa fornecida e consumida pelo sistema de gera¸cão distribu´ıda ou pela carga, o que proporciona ao método a não dependência do fator de qualidade da carga local conectada ao PAC [3].

A implementa¸cão do método pode ser feita de forma simples, onde apenas a magnitude da corrente é utilizada. A corrente pode sofrer um incremento ou decremento no seu valor. Caso a magnitude da tensão no PAC siga a varia¸cão da corrente tanto ascendente quanto descendente, o sistema detecta essa varia¸cão, fazendo com que a realimenta¸cão positiva do método intensifique ainda mais essa mudan¸ca na tensão até alcan¸car os limites permitidos pelas normas. Por fim, o inversor grid-tie se desconecta da rede elétrica [59].

Por questões de seguran¸ca do sistema fotovoltaico e da carga local conectada ao PAC, recomenda-se o uso exclusivamente do decréscimo da corrente e tensão para que poss´ıveis sobretensões sejam evitadas. Contudo, a redu¸cão da corrente injetada na rede de distribui¸cão faz com que a eficiência no desempenho do SGD seja menor, pois a redu¸cão da magnitude da corrente é obtida pela varia¸cão do ponto de opera¸cão do painel da sua máxima potência.

A ZND inerente a este método tende a ser parecida com a do método passivo de tensão quando a potência da carga for menor do que a potência do sistema fotovoltaico

(Pcarga > PSGD). Porém, a ZND passa a ser menor do que a do método passivo de tensão

quando as potˆencias tanto da carga quanto do SGD forem iguais (Pcarga = PSGD), o

que proporciona a esse m´etodo uma ZND muito pequena e dif´ıcil de ser determinada na pr´atica.

Uma op¸cão para melhorar a sua eficiência de deteçcão é a inclusão do m´etodo SFS (descrito na se¸cão 3.3.2). O trabalho em conjunto desses dois métodos faz com que não apenas o fluxo de potência ativa seja usado mas também o fluxo de potência reativa. Caso ocorra o ilhamento do sistema, o desvio de um método refor¸ca o desvio do outro método, garantido uma deteçcão mais rápida.

M´etodo GE de deslocamento tens˜ao

Este m´etodo, como o GEFS (descrito na se¸c˜ao 3.3.2), foi desenvolvido pela General

Electric Global Reserach Center. Seu algoritmo de funcionamento est´a ilustrado na Figura 3.9. É poss´ıvel perceber que o método utiliza realimenta¸cão positiva para gerar os sinais de controle sobre as correntes de sa´ıda para provocar o desvio da tensão e assim detectar poss´ıveis ilhamentos. Essa estratégia é direcionada a sistemas trifásicos, mas também pode ser utilizada em sistemas monofásicos.

Como o GEFS, o método GEVS possibilita uma melhor aloca¸cão dos polos e zeros do sistema, o que garante um desempenho melhor. Entretanto precisa de uma plataforma micropocessada mais robusta para a sua implementa¸cão.

Figura 3.9: M´etodo GEVS apresentado em sua forma algor´ıtmica.

Método da medi¸cão da impedância harmônica

Este método utiliza o mesmo princ´ıpio do método passivo de deteçcão de distor¸cão harmônica. A diferen¸ca consiste no uso de perturba¸cões para gerar a distor¸cão harmônica.

A perturba¸cão é a inje¸cão de uma corrente harmônica ou sub-harmônica utilizando o método passivo para detectar o ilhamento. A amplitude da distor¸cão harmônica produzida na tensão do ponto de conexão do inversor com a rede elétrica é proporcional à impedância da carga na frequência da corrente harmônica injetada.

Este método tem as mesmas desvantagens dos métodos passivos. Porém, algumas desvantagens podem ser sanadas com o uso de correntes sub-harmônicas. Entretanto, o uso desse tipo de sub-harmônicas pode causar problemas na rede elétrica. A amplitude tem que ser pequena para não causar má opera¸cão de equipamentos e problemas com transformadores [48]. A zona de não deteçcão pode ser afetada quando tem muitos inversores no mesmo PAC ou caso exista algum inversor utilizando a mesma frequência que o método utiliza para detectar o ilhamento [32].

No documento Estudo e implementação de estratégias de detecção de ilhamento em inversores para sistemas fotovoltaicos de geração distribuída (páginas 56-64)