Inércia Virtual

A Inércia Virtual se diferencia dos modelos citados na seções 2.2 e 2.3 por apresentar apenas um fator de amortecimento, utilizando equipamentos como flywheel para arma- zenamento de energia e também estratégias que simulam uma inércia de curta duração controlando a tensão do barramento CC dos conversores de potência (VAZQUEZ et al., 2010) (BOICEA, 2014) . Para reduzir custos e melhorar a eficiência de um sistema eólico de geração, Arani e El-Saadany (2013) propuseram a implementação de Inércia Virtual aplicada a um sistema de geração eólica composto por um gerador DFIG. O modelo é composto por um conjunto de conversores back-to-back possuindo um sistema de arma- zenamento de baixa potência pra emular um supercapacitor conectado, a partir de chaves tiristorizadas, a um barramento CC. A Inércia Virtual é imposta ao inversor que controla o gerador DFIG, fazendo com que o mesmo emule o comportamento de um flywheel. Para a validação foram realizadas simulações com um perfil de vento constante e um perfil de vento variável observando a frequência no PAC e a tensão do capacitor de acoplamento. A Inércia Virtual aplicada ao supercapacitor obteve resultados significativos de frequên- cia apresentando uma redução no tempo de estabilidade e leves oscilações dado um perfil de vento variável. A tensão no capacitor de acoplamento se manteve constante em ambos os casos, ou seja, utilizando a inércia aplicada ao gerador DFIG, e logo depois ao super- capacitor. Em modo ilhado os resultados obtidos se mantiveram próximos aos resultados obtidos em modo conectado, apresentando oscilações de frequência apenas com a inércia aplicada ao gerador. No entanto, os autores não demonstraram resultados com a Inércia Virtual aplicada simultaneamente aos dois sistemas. Contudo, os resultados de simulação obtidos apresentaram soluções plausíveis para o modelo aplicado.

Ainda que na grande maioria dos trabalhos, encontrados na literatura, o controle por Inércia Virtual seja aplicado, principalmente, no suporte ativo à rede elétrica ou microrre- des CA, a aplicação dessa estratégia em microrredes CC vem ganhando especial atenção nos últimos anos (HAMZEH et al., 2015),(LU et al., 2014). O fluxo de energia entre uma microrrede CC e a rede elétrica é controlado por meio de conversores de potência bidirecionais que também garantem a estabilidade da tensão do barramento CC (WU et

CAPÍTULO 2. ESTADO DA ARTE 19

al., 2013). No entanto, as microrredes CC apresentam uma baixa inércia devido à natu- reza estática dos componentes dos conversores de potência. Assim, em conjunto com a intermitência de fontes renováveis, como por exemplo os sistemas de energia fotovoltaica e eólica, é possível que ocorra um aumento na flutuação de tensão aferida no barramento CC da microrrede (WU et al., 2017).

Wu et al. (2017) propuseram uma estratégia de controle por Inércia Virtual aplicada à uma microrrede CC por meio da utilização dos conversores bidirecionais para emular uma MSV com o objetivo de melhorar a inércia da microrrede CC, além de restringir a flutuação de tensão no barramento CC da referida microrrede. Por meio do software PSIM, Wu et al. (2017) realizaram uma simulação de um SGD de 50 kW e um conjunto de cargas com consumo máximo de 50 kW. O conjunto compartilha o barramento CC de uma microrrede por meio de um conversor bidirecional, com tensão nominal de 700 V. Para variações bruscas na potência demandada no barramento CC (alterando também o modo de operação do conversor bidirecional), o sistema sem controle por Inércia Virtual apresenta variações abruptas no barramento CC, enquanto que ao operar com a adição da Inércia Virtual há uma suavização na forma de onda da tensão do barramento CC. Com o objetivo de verificar as análises teóricas e os resultados de simulação, Wu et al. (2017) implementam a estratégia de controle em uma plataforma experimental idêntica aquela adotada para fins de simulação. A variação de potência realizada consiste em reduzir de 28 kW para 4,7 kW e aumentar de 4,7 kW para 28 kW a potência fornecida ao barramento CC. Durante esse experimento, os autores demonstram que a inércia do sistema é refor- çada para valores crescentes da capacitância Cvadotada. Para os experimentos nos quais

há uma inversão no modo de operação do conversor bidirecional, o controle por Inércia Virtual também suaviza a forma de onda da tensão no barramento CC. Com base nos re- sultados experimentais, fica claro que o controle por Inércia Virtual é capaz de melhorar a qualidade da energia no barramento CC de uma sistema renovável intermitente.

Hosseinipour e Hojabri (2018) propuseram uma estratégia de Inércia Virtual em uma rede CC com cargas constantes. Os autores justificam que a falta de estabilidade nos sistemas CC devido a alta penetração de fontes renováveis ocorre, principalmente, pelo comportamento não inercial desses sistemas. Hosseinipour e Hojabri (2018) simulam um sistema composto por um conjunto de sistemas fotovoltaicos, conectados à uma bateria. A estrutura de controle proposta é composta por uma por uma malha de potência ativa e, para simular a inércia, é utilizado um ganho adaptativo entre as estruturas de controle de cada sistema. O método é validado em cenários com diferentes níveis de ganhos. Na medida em que o valor do ganho aumenta, maior é inercia em ambos os sistemas e melhor é compartilhamento de potência entre os sistema. Além disso, pelo fato de ser uma rede CC,

CAPÍTULO 2. ESTADO DA ARTE 20

a bateria utilizada mantém a tensão dentre de um limiar aceitável, pois o método proposto pelos autores reduz a variação de corrente imposta pela bateria aumentando seu tempo sua vida útil. Os autores realizaram o mesmo teste para a rede isolada, ou seja, desconectada da bateria. Nesse caso, o sistema apresentou oscilações na potência ativa e reativa para um aumento mínimo no ganho variável. Contudo, apensar dos autores utilizarem uma alta penetração de sistemas renováveis, não foi apresentado o comportamento do sistema a variações de frequência ou tensão sofridas ou oferecidas pelos sistemas interconectados. As pesquisas voltadas para a geração de energia elétrica visam o paralelismo entre fontes, utilizando redes CA e CC na geração de energia elétrica. Um dos fatores mais importantes é a inserção de fontes renováveis em maior escala na rede e também sistemas HVDC. Por volta de 2010, os sistemas HVDC tiveram um vasto crescimento operando junto com os sistemas de armazenamento (JABR; DZAFIC; PAL, 2015) . Rakhshani e Rodriguez (2017) utilizam o conceito de Inércia Virtual acrescentando um termo deriva- dor à estratégia de controle oferendo auxílio a estabilização de frequência. O método é aplicado a duas áreas que utilizam a configuração CA/CC para transferência de potência. Os efeitos da Inércia Virtual são emulados a partir de sistemas de armazenamento. O sistema é simulado com a utilização do PLL e sem a utilização PLL. Durante a operação com o PLL foram feitos vários testes com a alteração da banda passante do PLL em ma- lha fechada. De acordo com os resultados, com um PLL lento, ou seja, banda passante pequena, a frequência oscila em torno de 0,2 Hz até estabilizar, enquanto que o sistema com um PLL rápido e o mesmo atuando sem PLL e com a inércia apresentaram um de- sempenho similar com uma oscilação de cerca 0,02 Hz. A tensão do barramento CC do sistema apresentou uma oscilação brusca levando cerca de 0,6 s para estabilizar sem a utilização da Inércia Virtual. Ao utilizar a inércia a oscilação se resume a cerca 0,1 V em torno do valor nominal estabilizando em aproximadamente 0,2 s.

Soni, Doolla e Chandorkar (2016) propuseram o modelo de Inércia Virtual aplicado a conversores para melhorar transientes de frequência em uma microgeração. A estrutura utiliza o controle por decaimento e opera em modo ilhado e modo conectado com a rede elétrica. A metodologia foi validada em um sistema composto por 4 fontes de geração com uma potência média de 500 kW e 100 KVAr por unidade. Operando em modo ilhado, a variação de frequência foi de aproximadamente 0,4 Hz para o modelo proposto e 0,6 Hz com um overshoot de aproximadamente 1 Hz sem utilização do modelo proposto, resultados semelhantes são apresentados para a variação de potência ativa e reativa. Os resultados obtidos com a utilização do método proposto por Soni, Doolla e Chandorkar (2016) comprovam a eficiência do método.

CAPÍTULO 2. ESTADO DA ARTE 21

lizam estratégias complexas de controle e, além dessas estruturas, utilizam sistemas de armazenamento de alta potência que podem reduzir o desempenho do sistema e causar gastos adicionais. Sem uma fonte de armazenamento os métodos de emulação de má- quina síncrona virtual limitam-se a capacidade do barramento CC dos sistemas renováveis intermitentes. Com isso, Fang et al. (2018) propuseram uma Inércia Virtual sem modi- ficações complexas na estrutura de controle alimentando um barramento CC de sistemas renováveis com uma pequena bateria. O método proposto é fundamentado em uma rela- ção direta entre a equação mecânica de uma máquina elétrica e a equação que modela o barramento CC de sistemas intermitentes. A Inércia Virtual proposta é validada por meio de resultados experimentais por dois sistemas conectados à rede elétrica. No experimento, ao ocorrer uma variação de carga de 3% a variação de frequência no PAC foi 0,17 Hz, ao utilizar o método proposto, a variação foi de 0,14 Hz. Além disso, os autores concluíram que o método proposto possibilitou uma redução de 12,5 % na variação de frequência e 50 % de melhoria na taxa de variação da mesma. Esses resultados foram obtidos com variações de cargas e modificação do ganho inercial na estrutura de controle simplificada de Inércia Virtual apresentada pelos autores.

2.5

Síntese do Capítulo

Nesse capítulo foi apresentada uma revisão bibliográfica acerca dos modelos de MSV citados na literatura apresentando suas características, aplicações e métodos de conexão com a rede. Foram apresentadas também estruturas que operam paralelamente em sistema de MSV atuando de modo real (sistemas de armazenamentos) e de modo virtual (controle por decaimento). Com isso, o estado da arte apresentou as diferenças entre cada modelo de MSV mostrando as principais vantagens e aplicações desta utilização. Na Tabela 2.1 é apresentada a evolução, em ordem cronológica, das estrategias de MSV implementadas referenciando o modelo utilizado, resultados experimentais e de simulação. De acordo com os trabalhos citados e a partir dos estudos realizados para a elaboração do estado da arte presente neste trabalho, entende-se que as estruturas de controle basadas no mo- delo de uma máquina elétrica têm enfrentado grandes problemas frente ao crescimento do nível de sistemas renováveis conectados a rede elétrica. Técnicas de controle cada vez mais robustas estão sendo incluídas nas estruturas de controle convencionais visando melhorar o comportamento do conversor. Inicialmente, a grande maioria dos trabalhos se preocupava em reduzir a sobretensão ou sobrecorrente resultante do comportamento conversor. Contudo, a grande quantidade de sistema renováveis conectado a rede elétrica trouxe desafios, tais como operação paralela e/ou ilhada, que não são completamente sa-

CAPÍTULO 2. ESTADO DA ARTE 22

nados utilizando apenas a estruturas de máquina síncrona virtual. Com isso, grande parte das pesquisas realizadas a partir do ano de 2015 passaram a utilizar sistemas de arma- zenamento para fornecer robustez e estabilidade ao sistema. As pesquisas mais recentes visam a utilização de máquina síncrona virtual em redes operando isoladas do sistema elétrico, priorizando um central de controle que dite, de forma efetiva, o comportamento que cada sistema geração renovável deverá oferecer de forma contínua e efetiva.

Tabela 2.1: Resumo da revisão bibliográfica referente as estruturas de controle baseadas no modelo de uma máquina elétrica aplicadas aos conversores de potência .

Referência Métodos Analisados Avaliação

C.S. MSV Inércia Virtual CPD Sim. Exp.

Beck e Hesse (2007) - √ - - - √

Zhong e Weiss (2011) √ - - √ √ √

Ma, Zhong e Yan (2012) √ - - - √ -

Arani e El-Saadany (2013) - - √ √ - √

D’Arco e Suul (2014a) - √ - √ - √

Zhong et al. (2014) √ √ - √ √ √

L. et al. (2014) - √ √ - √ -

Wang, Hu e Yuan (2015) - √ - - √ -

Xiong et al. (2016) √ - - √ √ √

Aouini et al. (2016) √ - - - √ -

Suul, D’Arco e Guidi (2016) - √ - - √ √

Solanki et al. (2016) - - - √ √ √

Soni, Doolla e Chandorkar (2016) - - √ - √ √

Zhong (2016) √ √ - √ √ √ Peyghami et al. (2017) √ - - √ √ √ Sun et al. (2017) - - - √ √ √ Natarajan e Weiss (2017) √ - - - √ √ Tayab et al. (2017) - - - √ √ √ Alsiraji e El-Shatshat (2017) - √ - - - √ Chen, Xu e Huang (2017) - √ - √ √ √ Wu et al. (2017) - √ √ - √ √ Rakhshani e Rodriguez (2017) - √ - - √ - Zheng et al. (2018) - √ - - √ √ Zhong et al. (2018) √ - - - √ - Hosseinipour e Hojabri (2018) - - √ - √ - Li et al. (2018) - - - √ √ - Fang et al. (2018) - - √ - √ √ Bolzoni et al. (2018) - - - √ √ √

C.S-Conversor Síncrono. MSV -Máquina Síncrona Virtual. CPD- Controle por decaimento. Sim - Simulação. Exp - Experimental.

Capítulo 3

Descrição do Sistema

Apresenta-se neste capítulo a plataforma experimental construída no Laboratório de Eletrônica Industrial e Energias Renováveis (LEIER). A planta de geração fotovoltaica é um produto do projeto P&D (PETROBRAS/ANEEL) 2012/00042-2 entitulado de "Es- tudo da Geração Fotovoltaica Centralizada e seu Impacto no Sistema Elétrico", já con- cluído, referente a chamada ANEEL n◦13 de 2011.

3.1

Sistema Fotovoltaico

O sistema é constituído de um painel fotovoltaico de 8 kWp composto por um array de 32 módulos de 252 Wp. A estrutura, ilustrada na Figura 3.1, é composta por dois estágios de conversão (CC/CC - CC/CA) incluindo um conversor do tipo boost, capacitor de acoplamento, inversor fonte de tensão (VSI, do inglês, voltage source inverter) e filtro LCL. O conversor CC/CC do tipo boost é utilizado para elevar a tensão vpvproduzida pelo

arranjo de módulos fotovoltaicos e atuar no algoritmo de seguimento do ponto de máxima potência (do inglês Maximum Power Point Tracking - MPPT), modulando a corrente ipv

proveniente do arranjo fotovoltaico. O capacitor de acoplamento do barramento CC é dado por um capacitor eletrolítico para garantir uma tensão mínima de ondulação. O inversor fonte de tensão é responsável por realizar a interconexão do sistema com à rede elétrica, injetando toda a potência produzida pelo painel no lado CA. Um filtro de conexão do tipo LCL é empregado na saída do inversor para filtrar os componentes harmônicos de alta frequência decorrentes do processo de chaveamento do inversor.

Na Figura 3.1 é apresentado o diagrama elétrico do sistema conectado à rede elétrica, em que ipv, vpv, vc, C, Lf, Lf g, Cf, rd, vC pac, igabc e vg são a corrente do sistema foto-

voltaico, tensão do sistema fotovoltaico, tensão do capacitor de acoplamento, capacitor eletrolítico, indutor do filtro do lado do inversor, indutor do filtro do lado da rede, capa- citor do filtro, resistência de amortecimento, tensão do PAC, corrente entregue à rede e

CAPÍTULO 3. DESCRIÇÃO DO SISTEMA 24

tensão da rede, respectivamente, em que Zg representa a impedância de conexão da rede

elétrica. Cada indutor ilustrado no diagrama elétrico do filtro LCL possui um resistores, r_f e rf g que representam a resistência do lado do inversor e da rede respectivamente. Na

Tabela 3.1 são apresentadas as características do sistema quanto aos elementos utilizados em sua construção (ROCHA, 2015). Os dados da impedância da rede foram estimados em (NUNES, 2017).

Figura 3.1: Sistema fotovoltaico conectado à rede elétrica presente no LEIER.

Tabela 3.1: Parâmetros empregados na estrutura do sistema fotovoltaico. Parâmetro Simbologia Valor Unidade Tensão de fase da rede elétrica (RMS) v_{C pac} 127 V

Frequência da rede ωs 2π × 60 rad/s

Capacitor do link CC C 4700 µF

Indutor do lado do inversor L_f 1 mH Resistor do lado do inversor rf 0.13 Ω

Indutor do lado da rede L_{f g} 500 µH Resistor do lado da rede r_g 0.065 Ω

Capacitor de filtro LCL Cf 15 µF

Resistor de amortecimento r_d 4,7 Ω Impedância da rede elétrica por fase Z_g 0.46 + j331µ Ω

3.2

Conversor Boost

O conversor boost utilizado neste trabalho é apresentado na Figura 3.2, em que lb é

indutor do boost e ipv, icce vcrepresentam, respectivamente: a corrente gerada pelo painel

CAPÍTULO 3. DESCRIÇÃO DO SISTEMA 25

i

_l

v

v

_C

VSI

i

Figura 3.2: Conversor boost conectado ao conversor VSI da estrutura fotovoltaica.

Utilizando a formulação básica para o projeto do conversor boost, a corrente na indu- tância l_bé dada por (ROCHA, 2015):

i_pv(t) = ¯ipv+ ∆ipv, (3.1)

sendo ¯ipv a corrente média na indutância e ∆ipvo ripple de corrente sobre a corrente do

indutor. O ripple possui a seguinte expressão:

∆ipv=

1

l_bVpvDTs, (3.2)

com Tssendo o período de chaveamento e D a relação de cíclica de trabalho do conversor

boost, dada por:

D= vc− vpv

v_c . (3.3)

No momento em que o conversor boost opera entre o ponto crítico, ∆ipvpode ser dado

por:

∆ipv= 2ipv,min, (3.4)

em que ipv,miné calculada a partir da mínima corrente icc,min entregue ao inversor, icc,min

é obtida a partir da potência mínima fornecida pelo painel fotovoltaico (ROCHA, 2015). Assim, assumindo uma tensão mínima vpv,min e uma potência mínima Ppv,min e a relação

da corrente de entrada e saída em um conversor boost em função do ciclo de trabalho máximo Dmax, tem-se que:

ipv,min=

icc,min

1 − Dmax

, (3.5)

CAPÍTULO 3. DESCRIÇÃO DO SISTEMA 26

disto, o valor do indutor modelado para garantir a operação do conversor pode ser escrito da seguinte maneira: lboost,crit = 1 ∆ipv vpv,minDmacxTs. (3.6)

3.3

Modelagem do Barramento CC

O modelo do capacitor eletrolítico utilizado é dado por um modelo simplificado, des- crito na Figura 3.3 (ROCHA, 2015).

Figura 3.3: Modelo Simplificado do capacitor eletrolítico.

Neste modelo, C é a capacitância do componente, rpé a resistência que representa a

dinâmica da descarga do capacitor e a resistência esr descreve as perdas no dielétrico. A corrente icdo capacitor é a diferença entre a corrente proveniente do arranjo fotovoltaico

i_pve a corrente de entrada iccdo VSI.

De acordo com a ilustração presente na Figura 3.3, a função de transferência do capa- citor eletrolítico é dad com base na sua impedância total, resultando em:

Z_c(s) = 1 sCrp 1 sC+ rp + esr. (3.7)

Considerando-se rp>> esr, o valor da resistência esr pode ser desprezada, visto que

seu valor é muito menor que o de rp. Portanto, é possível simplificar a Equação 3.7 da

CAPÍTULO 3. DESCRIÇÃO DO SISTEMA 27 Z_c(s) = 1 C s+ 1 rpC , (3.8) Vc(s) I_c(s) = 1 C s+ 1 r_pC . (3.9)