Conforme apresentado na Sec¸˜ao (2.2), observa-se que a caracter´ıstica do vento em regi˜oes pr´oximas ao solo apresenta turbulˆencias. Esses efeitos causam variac¸˜oes nas grandezas el´etricas e mecˆanicas tais como: torque mecˆanico, velocidade angular, potˆencia
ativa e reativa. Essas variac¸˜oes do vento dificultam sistemas de gerac¸˜ao para a m´axima extrac¸˜ao da energia cin´etica do vento. Assim, t´ecnicas de controle e algoritmos para busca da m´axima extrac¸˜ao de potˆencia s˜ao utilizadas para que os sistemas de gerac¸˜ao e´olica possa encontrar o ponto ´otimo de operac¸˜ao comumente conhecido por MPPT (Maximum Power Point Tracking). Para cada velocidade do vento, pontos diferentes de extrac¸˜ao de potˆencia podem ser determinados em func¸˜ao do coeficiente de potˆencia (Cp), este sendo resultado da composic¸˜ao de v´arios parˆametros aerodinˆamicos definido pela caracter´ıstica de cada turbina e´olica (SRIGHAKOLLAPU; SENSARMA, 2008).
Com o exemplo de parˆametros do coeficiente de potˆencia (Cp) apresentado na Sec¸˜ao (2.2) e utilizando-se das Equac¸˜oes (33), (34) e (35), curvas de potˆencia para diferentes velocidades do vento podem ser obtidas, visualizando o ponto de m´axima extrac¸˜ao de potˆencia, conforme ilustrado na Figura 13, sendo considerando: β = 0, R = 2,76 m e Cp= 0.489.
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Figura 13: Potˆencia da turbina em relac¸˜ao a velocidade do gerador Fonte: Produzido pelo autor
Os m´etodos MPPT segundo Caixeta et al. (2011), Linus e Damodharan (2015) desenvolvidos durante a ´ultima d´ecada para turbinas e´olicas de velocidade vari´avel s˜ao basicamente divididas em trˆes estrat´egias:
1. As que depende da medic¸˜ao da velocidade do vento. Exemplo: m´etodo TSR (Tip Speed Ratio);
2. Dependem da curva de potˆencia da turbina e´olica tendo como exemplo os m´etodos PSF (Power Signal Feedback) e OTC (Optimal Torque Control);
3. Baseando-se em uma pesquisa sem conhecimento da curva de potˆencia da turbina e´olica. Exemplo: m´etodo P&O (Perturb and Observation) e HCS (Hill Climbing Search).
2.4.1 Controle na Relac¸˜ao de Velocidade ´Otima (TSR)
O m´etodo de controle TSR, regula a velocidade do gerador para manter em um ponto ´otimo (ωotm). Neste m´etodo, requer tanto o valor da velocidade do vento como o valor da velocidade da turbina medida ou estimada em tempo real com precis˜ao, o que aumenta os custos consideravelmente em sistemas de pequeno porte. Tamb´em ´e necess´ario o conhecimento do valorωotmque se altera em func¸˜ao dos parˆametros da turbina e´olica dado pela Equac¸˜ao (40) (MOJTABA, 2015; NAKAMURA et al., 2002).
2.4.2 Controle pelo Feedback da Potˆencia (PSF)
Nesse m´etodo conforme definic¸˜ao de potˆencia m´axima dada pela Equac¸˜ao (41), a referˆencia de velocidade ´otima ao sistema de controle, pode ser definida analisando uma curva de potˆencia versus velocidade da turbina. O algoritmo MPPT pode analisar uma tabela de dados com curvas espec´ıficas para interpolac¸˜ao entre valores j´a conhecidos durante o processo de execuc¸˜ao (THONGAM et al., 2011).
2.4.3 Controle de Torque ´Otimo (OTC)
Nesse m´etodo o algoritmo depende das caracter´ısticas da turbina e´olica. Precisa conhecer o parˆametroλotmque conforme Equac¸˜ao (37), este parˆametro depende do raio das p´as da turbina e´olica que est´a relacionado com a velocidade da turbina pela velocidade do vento. Segundo Adhikari et al. (2015), esse m´etodo ´e o mais apropriado para sistemas operando em regi˜oes onde a velocidade do vento muda rapidamente o seu tempo de convergˆencia.
Conforme apresentado na Figura 14, assumindo que o sistema est´a operando no ponto “A” com torque do gerador em Tg1, se as alterac¸˜oes de velocidade do vento sair de vw1 para vw2, o torque da turbina no ponto “B” torna-se maior do que o torque anterior Tg1. Conforme a Equac¸˜ao (42) o sistema de controle acelera a turbina at´e o ponto “C” onde o torque da turbina e do gerador se tornam iguais sendo este o novo ponto de operac¸˜ao para a m´axima extrac¸˜ao de potˆencia (MOJTABA, 2015).
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Figura 14: Gr´afico Curva Torque X Velocidade Fonte: Adaptada de (MOJTABA, 2015)
2.4.4 Controle de Busca por Escaladas (HCS)
O m´etodo HCS ´e desenvolvido com base na estrat´egia de perturbar e observar o sistema. Sem o conhecimento da curva caracter´ıstica da turbina ou medic¸˜ao da velocidade do vento, o algoritmo ´e desenvolvido para perturbar a velocidade do gerador com pequenos passos (fixos ou vari´aveis) e observar o aumento ou diminuic¸˜ao da potˆencia de sa´ıda ap´os o conversor. Este m´etodo pode ser representado pela Figura 15 (LAHARI; SHETTY, 2015).
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Figura 15: Velocidade do gerador versus potˆencia de sa´ıda. Fonte: Adaptada de (MOJTABA, 2015)
2.4.5 Controle Perturba e Observa (P&O)
Assim como o m´etodo HCS, esse m´etodo n˜ao necessita do conhecimento das caracter´ısticas da turbina e´olica ou de medic¸˜oes da velocidade do vento. Assim como o HCS, o algoritmo ´e baseado na estrat´egia de perturbar e observar, mas o que difere o m´etodo P&O do m´etodo HCS, ´e que P&O n˜ao necessita da velocidade do gerador, simplesmente perturba a corrente el´etrica alterando em pequenos passos (fixo ou vari´avel) a corrente de referˆencia da malha de controle e observa a variac¸˜ao da potˆencia de sa´ıda do gerador, sendo positiva o algoritmo continua a incrementar, caso contr´ario a direc¸˜ao da perturbac¸˜ao e revertida (LAHARI; SHETTY, 2015; ZHAO et al., 2013).
Uma observac¸˜ao importante para os m´etodos HCS e P&O descrita por Quincy e Liuchen (2004), ´e que sistema de gerac¸˜ao e´olica de grande porte, possuem uma in´ercia grande o suficiente a n˜ao responderem de forma r´apida aos incrementos de perturbac¸˜ao. Por isso comumente ´e observado este m´etodo sendo aplicado em sistema de pequeno porte na gerac¸˜ao e´olica. Ainda, em Adhikari et al. (2015), Zhao et al. (2013) relatam problemas com esses m´etodos quando h´a uma r´apida variac¸˜ao na velocidade do vento, em que muitas as vezes faz com que o algoritmo atue no sentido errado. Essas falhas se n˜ao forem neutralizadas tornam os m´etodos HCS e P&O ineficientes.