Contribuições ao método de rastreamento de máxima potência para sistemas fotovoltaicos

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UNIVERSIDADEFEDERALDO RIO GRANDE DO NORTE

UNIVERSIDADEFEDERAL DORIOGRANDE DO NORTE

CENTRO DETECNOLOGIA

PROGRAMA DEPÓS-GRADUAÇÃO EMENGENHARIAELÉTRICA E DECOMPUTAÇÃO

Contribuições ao Método de Rastreamento de

Máxima Potência Para Sistemas Fotovoltaicos

Rodrigo Lopes Barreto

Orientador: Prof. Dr. Ricardo Lúcio de Araújo Ribeiro

Dissertação de Mestrado apresentada ao Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica e de Computação da UFRN (área de concentração: Automação e Sistemas) como parte dos requisitos para obtenção do título de Mestre em Ciências.

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Divisão de Serviços Técnicos

Catalogação da publicação na fonte. UFRN / Biblioteca Central Zila Mamede

Barreto, Rodrigo Lopes.

Contribuições ao Método de Rastreamento da Máxima Potência em Sistemas Fotovoltaico/ Rodrigo Lopes Barreto - Natal, RN, 2013

70 f. : il.

Orientador: Ricardo Lúcio de Araújo Ribeiro

Dissertação (mestrado) - Universidade Federal do Rio Grande do Norte. Cen-tro de Tecnologia. Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica e Com-putação.

1. Sistemas fotovoltaico - Dissertação. 2.Rastreamento da máxima potência - Dissertação 3. Energias renováveis - Dissertação 4. Eficiência - Dissertação 5. Qualidade de energia - Dissertação. I. Ribeiro, Ricardo Lúcio de Araújo. II. Universidade Federal do Rio Grande do Norte. III. Título

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Contribuições ao Método de Rastreamento da

Máxima Potência em Sistemas Fotovoltaico

Rodrigo Lopes Barreto

Dissertação de Mestrado aprovada em 22 de Janeiro de 2014 pela banca examinadora composta pelos seguintes membros:

Prof. Dr. Ricardo Lúcio de Araújo Ribeiro (Orientador) . . . UFRN

Prof. Dr. Valentim Obac Roda . . . UFRN

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(5)

Agradecimentos

Ao professor Ricardo Lúcio de Araújo Ribeiro, pela orientação prestada ao longo do trabalho de mestrado.

Aos amigos do LEPER, em especial, Cecílio Martins, Thiago de Oliveira e Rômulo Lira pelo apoio prestado.

Aos meus irmão Selênia Ofélia, Sidney Barreto e Sávio Barreto.

Aos grandes amigos de infância que diretamente e indiretamente contribuíram nessa ca-minhada, Gilson Miguel, Daniella Alcoforado, João Paulo Bernardo, Bruno Augusto e Felipe Silva.

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Resumo

A escassez dos recursos naturais e a busca por fontes de energia alternativa promovem uma rápida mudança na matriz energética mundial. Dentre as fontes de energia renováveis a energia solar é a mais promissora, visto que ela apresenta a maior taxa de crescimento na atualidade. Pesquisadores de todo o mundo têm buscado formas de viabilização do seu progresso, desenvolvendo tecnologias com maior eficiência e menor custo. Como forma de contribuir para o avanço mundial, neste trabalho é proposto o desenvolvimento de uma estratégia de rastreamento da máxima potência, baseado no método perturbação e observação, para sistemas fotovoltaicos. A estratégia de controle proposta é baseada no balanço de potência ativa do sistema e utiliza um número reduzido de sensores. Ela também permite que o sistema fotovoltaico atue como regulador da qualidade de energia no ponto de conexão, compensando assim a distorção harmônica das correntes da rede e corrigindo o fator de potência. Resultados de simulação e experimentais são apresentados para validar a estratégia proposta.

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Abstract

Abstract: The scarcity of natural resources and the search for alternative energy sour-ces promote a rapid change in the energy world. Among the renewable energy soursour-ces, solar energy is the most promising, presenting technology of greatest growth rate nowa-days. Researchers around the world are seeking ways to facilitate their progress, deve-loping technologies with higher efficiency and lower cost. As a contribution to global progress, this master thesis proposes the development of a strategy of maximum power tracking based on perturbation and observation method for photovoltaic systems. The proposed control strategy is based on active power balance of the system, with a reduced number of sensors. It also allows the PV system to act as a regulator of the power qua-lity at the point of commom coupling (PCC), compensating the harmonic distortion and power factor of the current network. Simulation and experimental results are presented to validate the proposed strategy.

(8)

Sumário

Sumário i

Lista de Figuras ii

Lista de Tabelas v

Lista de Simbolos vii

Lista de Abreviaturas e Siglas viii

1 Introdução 1

1.1 Objetivos . . . 4

1.2 Contribuições . . . 5

1.3 Organização do Trabalho . . . 6

2 Estado da Arte 7 2.1 Rastreadores de Máxima Potência em Sistema Fotovoltaico . . . 7

2.2 Métodos Diretos . . . 10

2.2.1 Perturbação e Observação . . . 10

2.2.2 Condutância Incremental . . . 14

2.2.3 Realimentação da Tensão e Corrente . . . 15

2.3 Métodos Indiretos . . . 15

2.3.1 Aproximação da Curva de Potência . . . 16

2.3.2 Análise de Tabela . . . 17

2.3.3 Observação de Circuito Aberto . . . 17

2.3.4 Observação de Curto - Circuito . . . 18

2.4 Descrição do Método Proposto . . . 19

2.4.1 Caracterização do Método de Perturbação e Observação Tradicional 19 2.4.2 Descrição das Alterações no Método P&O . . . 21

2.5 Síntese do Capítulo . . . 23

(9)

3 Estrutura de Controle e Modelagem 25

3.1 Modelagem do Conversor de Potência Conectado à Rede . . . 25

3.2 Diagrama de Blocos das Plantas PV Trifásica e Monofásica . . . 27

3.3 Teoria das Potências Instantâneas PQ e DQ . . . 29

3.4 Controle da Tensão do Barramento CC . . . 30

3.4.1 Modelagem do Barramento CC . . . 31

3.4.2 Projeto do Controlador do Barramento CC . . . 32

3.5 Controle Indireto das Correntes na Rede . . . 33

3.6 Controlador de Dupla Sequência . . . 33

3.6.1 Projeto do Controlador de Corrente . . . 34

3.7 Rastreador de Máxima Potência - MPPT . . . 35

3.8 Phase Locked Loop - PLL . . . 35

3.9 Principio de Funcionamento do Módulo Fotovoltaico . . . 35

3.10 Modelagem do Módulo Fotovoltaico . . . 38

4 Estudos de Simulação Desenvolvidos 41 4.1 Descrição do Sistema Simulado . . . 41

4.2 Resultados de Simulação . . . 42

5 Resultados Experimentais 48 5.1 Descrição do Sistema Experimental . . . 48

5.2 Descrição dos Ensaios e Resultados Experimentais . . . 50

5.3 Avaliação de Custo e Complexidade de Implementação . . . 58

5.4 Conexão do Sistema . . . 58

6 Conclusões 62 6.1 Sugestões para Trabalhos Futuros . . . 63

(10)

Lista de Figuras

1.1 Perspectiva mundial de produção de energia fotovoltaica. . . 1

1.2 Custo de implementação do Wppara painéis fotovoltaicos em 2012. . . . 2

1.3 Perspectiva do custo de implementação dos sistemas fotovoltaico completos. 2 2.1 Curva característica potência tensão (P-V) do módulo solar . . . 8

2.2 Curva característica da potência tensão (P-V) e corrente tensão (I-V) do módulo fotovoltaico . . . 9

2.3 Conexão do sistema fotovoltaico. a) utilizando dois estágios b) utilizando estágio único. . . 9

2.4 Comportamento da variação da potência para uma perturbação de tensão. 11 2.5 Diagrama de Blocos do MPPT perturba e observa (P&O) convencional. . 12

2.6 Diagrama de blocos P&O modificado com perturbação fixa. . . 12

2.7 Diagrama de Blocos da estrutura de MPPT com tensão de referência. . . . 15

2.8 Curva corrente tensão do módulo com variação de temperatura . . . 18

2.9 Curva corrente tensão do módulo com variação de irradiância. . . 19

2.10 Principais pontos de inserção da perturbação do método P&O. . . 20

2.11 Fluxograma do MPPT perturba e observa . . . 21

2.12 Balanço de potência do painel PV . . . 22

2.13 Diagrama de blocos do MPPT proposto . . . 23

3.1 Circuito equivalente do sistema conectado à rede . . . 26

3.2 Diagrama de blocos da estratégia de controle da planta PV trifásica. . . . 28

3.3 Diagramas de blocos da estratégia de controle da planta PV monofásica. . 29

3.4 a)-Transformada 123-αβ. b)-Transformadaαβ- DQ. . . 30

3.5 Classificação dos materiais de acordo com as propriedades elétricas. . . . 37

3.6 Diagrama de uma junção PN operando como célula fotovoltaica. . . 38

3.7 Circuito elétrico da modelagem do painel PV. . . 39

4.1 Diagrama esquemático do sistema trifásico empregado nos estudos de si-mulação. . . 42

(11)

4.2 Gráfico da potência terminal do painel após variação da razão cíclica do conversorboost. . . 42 4.3 Gráfico da corrente de eixo direto da rede no referencial síncrono. . . 43 4.4 Dinâmica da máxima potência do painel para variação brusca de irradiância. 43 4.5 Sistema fotovoltaico fornecendo parte da demanda do sistema. . . 44 4.6 Sistema fotovoltaico fornecendo potência ativa para a rede trifásica. . . . 44 4.7 Espectro de harmônicos da corrente fornecida à rede. . . 45 4.8 Sistema fotovoltaico compensando potência reativa. . . 45 4.9 Sistema fotovoltaico compensando harmônicos na rede. . . 46 4.10 Espectro de frequência das correntes da rede, após a conexão do sistema

fotovoltaico. . . 46 4.11 Corrente do sistema fotovoltaico, corrente da rede, e corrente na carga. . . 47 5.1 Descriçao da plataforma experimental. . . 49 5.2 Curva I x V do painel para duas condições diferentes de irradiância. . . . 51 5.3 Curva de potência do painel para duas condições diferentes de irradiância. 51 5.4 Gráfico da potência de saída do painel em função da razão cíclica do

conversor boost. . . 52 5.5 Gráfico da corrente do eixo diretoie_sd em função da potência de saída do

painel. . . 53 5.6 Gráfico da corrente de eixo diretoie_sd em função da razão cíclica do

con-versor. . . 54 5.7 Gráfico das correntesie_sd e ie_sq da rede, no referencial vetor tensão, para

variação da razão cíclica do conversor. . . 55 5.8 Gráfico da corrente da rede ie_sd, no referencial vetor tensão e da razão

cíclica do conversor. . . 55 5.9 Gráfico da potência de saída do sistema e da razão cíclica do conversor,

durante o procedimento de partida. . . 56 5.10 Comparação entre o método proposto e convencional. . . 57 5.11 Gráfico da correnteie_sd e da razão cíclica durante o experimento de

som-breamento. . . 57 5.12 Correntes da rede antes da conexão . . . 59 5.13 Correntes da rede apos conexão . . . 60 5.14 Comparativo do espectro de frequência das correntes da rede, após a

(12)

(13)

Lista de Tabelas

1.1 Listagem da eficiência e preço. . . 3

1.2 Listagem das contribuições. . . 6

2.1 Visão geral do algoritmo perturba e observa (P&O). . . 11

2.2 Modificação no método P&O com perturbação adaptativa. . . 13

2.3 Análise do MPPT em função da condutância do sistema. . . 14

2.4 Resumo comparativo das principais características dos MPPTs. . . 24

4.1 Resumo da descrição dos testes. . . 47

5.1 Resumo da descrição dos experimentos. . . 61

(14)

Lista de Símbolos

ISC Corrente de curto circuito do painel fotovoltaico ICC Corrente de saída do barramento CC

IMP Corrente de máxima potência

IPV Corrente de saída dos módulos fotovoltaicos IS Corrente de saturação reversa do diodo Id Corrente característica do diodo

I_sde ,I_sqe Corrente do eixo direto e em quadratura no referencial vetor tensão I_sds ,I_sqs Corrente do eixo direto e em quadratura no referencial estacionário Is1,Is2eIs3 Correntes de linha da rede

Ig1,Ig2eIg3 Correntes de saída do inversor Ire f Corrente de referência

k Constante de Boltzamann

Ns Número de células em série Np Número de células em paralelo Q Carga elementar do elétron Rs Resistência em série Rp Resistência em paralelo

T Temperatura em kelvin

Vd,Vq Tensão de eixo direto e em quadratura da rede, respectivamente VOC Tensão de circuito aberto

VMP Tensão na máxima potência Vre f Tensão de referência

Wp Potência de pico

(15)

Glossário de Termos

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica ACP Aproximação da curva de potência CA Corrente Alternada

CC Corrente Contínua

CC Complexidade computacional CI Condutância incremental DSP Digital Signal Processing Dtp Dependente do tipo de módulo EPE Empresa de Pesquisa Energética FOCV Fractional Open-Circuit Voltage IEA International Energy Agency

IEEE Institute of Electrical and Electronic Engineers

LEPER Laboratório de Eletrônica de Potência e Energias Renováveis MPPT maximum power point tracking

P&O Perturbação e observação

PI Controlador Proporcional Integral

PID Controlador Proporcional Integral Derivativo PV Painel Photovoltaic

RTC Realimentação tensão corrente TR Tempo de resposta

TS Tipo de sensor

(16)

Capítulo 1

Introdução

Na última década se desencadeou uma busca por fontes de energia que sejam alter-nativas às fontes convencionais, em decorrência da escassez das reservas energéticas dis-poníveis e do aumento desenfreado da demanda energética. O IEA (do inglês, Interna-tional Energy Agency) aponta um crescimento maior que 30% da demanda mundial até 2035. Esses acontecimentos têm estimulado o desenvolvimento de sistemas de energia mais eficientes, com baixo custo e maior confiabilidade. Neste cenário, as fontes de ener-gia renováveis têm ganhado mais espaço a cada dia. O crescente desenvolvimento das energias eólica e solar consolidam a posição das energias renováveis como componente indispensável da matriz energética global, o IEA calcula que em 2035 as fontes de energia renováveis representarão um terço da produção mundial.

Entre as alternativas de energia disponível, a energia solar tem chamado atenção, por ser limpa, gratuita e ser proveniente de uma fonte inesgotável. Segundo o IEA, a energia solar cresce mais rapidamente do que qualquer outra fonte renovável. Na Figura 1.1 é apresentado uma projeção do crescimento da energia fotovoltaica até 2020.

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 600

500

400

300

200

100 0

[Gwp]

Figura 1.1: Perspectiva mundial de produção de energia fotovoltaica.

(17)

CAPÍTULO 1. INTRODUÇÃO 2

possui duas desvantagens que limitam o seu desenvolvimento. A primeira refere-se ao custo efetivo de implantação dos sistemas fotovoltaicos. Mesmo com a atual redução do custo dos módulos fotovoltaicos, esses sistemas apresentam custo elevado quando compa-rados a outras tecnologias de geração de energia. Na Figura 1.2 é apresentado a variação do custo de implementação do kWppara aplicações industriais no ano de 2012.

1.8

1.6

1.4

1.2

1.0

0.5

Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov

0.8

Dez

Alemanha SC* Japão SC* China SC* Filme Fino

[€/kWp]

*SC- Silício Cristalino

Figura 1.2: Custo de implementação do Wppara painéis fotovoltaicos em 2012.

Fonte: IEA (2012).

No Brasil, essa tecnologia ainda exige grande investimento sendo considerada umas das energias mais caras do mercado. Este custo tende a diminuir nos próximos anos. Na Figura 1.3 é apresentado o estudo da perspectiva de custos realizado por Breyer e Gerlach (2013), que demostra a clara diminuição do custo para aplicações industriais e residenciais.

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 3000

2500

2000

1500

1000

0

[€/kWp]

Residencial Industrial

Figura 1.3: Perspectiva do custo de implementação dos sistemas fotovoltaico completos.

(18)

necessá-CAPÍTULO 1. INTRODUÇÃO 3

rio o uso de grandes áreas para a captação da energia em quantidade satisfatória. Mesmo com o avanço tecnológico, associado à descoberta de novos materiais, o rendimento dos sistemas fotovoltaicos está dentro de uma faixa considerada muito baixa (ver Tabela 1.1). Por este motivo, o retorno do capital aplicado poderá demorar de 10 a 15 anos. Levando-se em consideração a vida útil dos componentes fotovoltaicos (em média 20 anos para painéis e conversores), pode-se concluir que esse tipo de investimento tem baixa taxa de retorno.

Tabela 1.1: Listagem da eficiência e preço.

Tipo de célula Eficiência Custo Teórico laboratório comercial ($/Wp)

Silício de cristal simples 30,0 24,7 12 a 14 1 a 2 Silício concentrado 27,0 28,2 13 a 15 0,5 a 0,7 Silício Policristalino 25,0 19,8 11 a 13 0,6 a 1,2

Silício Amorfo 17,0 4 a 7 3 a 5

Esses fatores, de certa forma, influenciam o desenvolvimento da tecnologia no Brasil. Para alguns seguimentos, a implementação de parques fotovoltaicos torna-se economica-mente inviável, devido aos seus custos de aquisição, implementação e manutenção. No Brasil, em relação a implementação de sistema conectados em domicilio e em empreen-dimentos comerciais ou industriais, até bem pouco tempo, não havia regulamentação. As primeiras formas de incentivo fiscal foram introduzidas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) em 2012 (resolução normativa no 482/2012). Esta resolução autoriza a instalação da geração distribuída de pequeno porte. Ela define como micro-geração, sistemas com até 100 kW de potência, e a mini-geração, de 100 kW a 1 MW. Com a resolução, o consumidor de energia elétrica poderá instalar pequenos geradores em sua unidade consumidora (por exemplo, painéis solares fotovoltaicos). A energia gerada é usada para abater o consumo de energia elétrica da unidade consumidora.

(19)

energia do país. Por outro lado, o estudo mostra que a geração centralizada, isto é, pro-duzida em larga escala por usinas comerciais, ainda não é viável economicamente. Hoje, o custo de produção da energia solar gira em torno de R$ 405 por MWh, enquanto a mé-dia do preço de outras fontes de energia, nos últimos leilões do governo, foi R$ 150 por MWh.

O grande empecilho para o desenvolvimento de sistemas fotovoltaicos está relaci-onado ao baixo rendimento da conversão de energia solar em elétrica. Neste aspecto, podem-se citar três fatores principais que influenciam diretamente o rendimento dessas estruturas: a estrutura molecular da célula fotovoltaica, ou seja, o tipo de material que compõe o módulo; o rastreamento da máxima potência do módulo fotovoltaico; a eficiên-cia do sistema de interconexão dos painéis á rede elétrica.

A baixa eficiência na conversão de energia dos módulos fotovoltaicos tem estimu-lado a busca de estratégias de controle que possibilitem um melhor rendimento destes sistemas. No cenário atual, os módulos com melhores índices conseguem converter em energia elétrica algo em torno de 24% da energia que é irradiada sobre a superfície da es-trutura (projetos teóricos convertem 30%). No entanto, não é garantido que toda a energia disponível no módulo seja convertida em energia elétrica e possa ser injetada na rede, ou consumida por uma carga em aplicações isoladas (stand-alone). Tradicionalmente, para que o módulo trabalhe em torno de seu rendimento máximo é utilizado uma estratégia de seguidor de máxima potência denominada MPPT (do inglês, maximum power point tracking). O seu emprego é extremamente importante em sistemas de energia fotovol-taica. Seu correto desempenho irá garantir o melhor aproveitamento da energia elétrica convertida no módulo, e por este motivo, o MPPT é parte essencial de um sistema foto-voltaico. O MPPT tem por função monitorar a todo o instante a energia que é convertida no módulo, garantindo que seja entregue a máxima potência disponível para as condições de temperatura e irradiância que o sistema está submetido. Desta forma, o MPPT é res-ponsável por otimizar o desempenho de conversão da geração. Atualmente se dispõe de uma grande variedade de métodos com diversas estratégias que variam em complexidade do algoritmo, custo de implementação, número de sensores, velocidade de convergência para se atingir a máxima potência e faixa de eficácia.

1.1 Objetivos

(20)

fo-CAPÍTULO 1. INTRODUÇÃO 5

tovoltaico. Neste sistema será priorizada o desenvolvimento de tecnologias com menor custo de implementação. Neste aspecto, o sistema será implementado com um número reduzido de sensores. O controle das correntes de saída do sistema fotovoltaico é feito de forma indireta, analisando as correntes de saída da rede no referencial vetor tensão, permitindo assim, além de injetar potência (caso a energia produzida seja maior que o consumo), corrigir o fator de potência e as correntes harmônicas no ponto de acoplamento comum (PAC) entre a rede e o sistema fotovoltaico.

Objetivos Específicos:

• fazer um detalhamento dos principais métodos de rastreamento de máxima potência em sistemas fotovoltaicos;

• propor algorítimo de rastreamento de simples implementação baseado no método Perturbação e Observação;

• avaliação do sistema proposto mediante ensaios em plataforma de simulação; • desenvolver uma plataforma experimental fotovoltaica de 10 kW (trifásica) e duas

plataformas monofásicas de 1 kW;

• implementar o algoritmo de seguidor da máxima potência (MPPT) e

• avaliação do desempenho experimental, mediante comparações com métodos con-vencionais.

1.2 Contribuições

As principais contribuições desenvolvidas neste trabalho são:

• obtenção de um método para rastreamento da máxima potência baseado no balanço de potência do sistema;

• proposição de uma estrutura de rastreamento com menor custo, e número reduzido de sensores.

(21)

Tabela 1.2: Listagem das contribuições.

Evento/Periódico Título Autores

CBA Estratégia não Convencional para Controle de Sistemas de Interconexão de Fontes de Ge-ração Renováveis com a Rede Elétrica Monofásica

R.L.A. Ribeiro, F.H. Nasci-mento, R.L. Barreto,T.O.A. Rocha, C.S. Azevedo

IECON Non-standard Control Strategy for Grid-tied Single Phase Sys-tems with Power Quality Com-pensation

R.L.A. Ribeiro, R.L. Bar-reto,T.O.A. Rocha, C.S. Azevedo

APEC Enhanced Power Quality Com-pensation in PV Single-Phase Grid-Tied Systems

R.L.A. Ribeiro, T.O.A. Ro-cha, R.L. Barreto, C.S. Azevedo

COBEP Wavelet-Based Fault Detection in Grid-Connected Photovoltaic Systems

R.L. Barreto, T.O.A. Ro-cha, C.M.S. Neto, F.B. Costa and R.L.A. Ribeiro

1.3 Organização do Trabalho

O trabalho é apresentado em 6 capítulos:

• Capítulo 1: Apresenta-se o panorama da energia fotovoltaica no Brasil e no mundo, demostrando a motivação para o desenvolvimento do trabalho;

• Capítulo 2: É apresentado o estado da arte dos sistemas de rastreamento de máxima potência, a divisão dos métodos e a tendência de desenvolvimento desses sistemas, assim como o detalhamento do método proposto;

• Capítulo 3: Apresenta-se a descrição detalhada do sistema de controle proposto, empregado no sistema fotovoltaico, o princípio de operação, as tecnologias envol-vidas e a modelagem dinâmica do painel fotovoltaico;

• Capítulo 4: São apresentados os resultados de simulação obtidos a partir da plata-forma PSIM;

• Capítulo 5: São descritos os resultados experimentais desenvolvidos no núcleo LE-PER/UFRN.

(22)

Capítulo 2

Estado da Arte

A busca de extração da máxima potência em sistemas de geração fotovoltaica tem sido alvo de estudos desde o seu surgimento. As primeiras pesquisas foram desenvolvidas pela NASA e visavam a utilização desses sistemas para geração de energia em satélites e sondas espaciais. O avanço da tecnologia, junto ao desenvolvimento teórico do modelo dos módulos proporcionaram o desenvolvimento de novas técnicas. Neste capítulo, são abordados as principais técnicas de seguidores de máxima potência, com o objetivo de mapear seus avanços para os sistemas fotovoltaicos.

2.1 Rastreadores de Máxima Potência em Sistema

Foto-voltaico

O modelo do módulo fotovoltaico é descrito por equações não lineares e exponenciais de ordem elevada. Estas equações relacionam a corrente e a tensão do módulo em função das condições de irradiância, temperatura e de suas características físicas construtivas, provenientes da dopagem do material. Das características do módulo, observa-se que quanto maior a corrente terminal, a tensão do módulo tende a diminuir, até que a corrente circulante seja máxima (corrente de curto circuitoICC). Para cada condição de operação (temperatura e irradiância) do módulo, existe uma região de trabalho (tensão e corrente) na qual a potência extraída é a máxima possível. Esse ponto é denominado de MPP (do inglês maximum power point).

(23)

subme-CAPÍTULO 2. ESTADO DA ARTE 8

tido. Por isso, pequenas mudanças de radiação, da temperatura ambiente, ou mesmo da temperatura do módulo PV, pode fazer com que o ponto de operação se distancie do MPP, levando o sistema a ter perda de rendimento. Módulos com diferentes tecnologias, subme-tidos às mesmas condições de operação, podem terVMPdistintos, pois essa característica está ligada ao material utilizado na construção da célula fotovoltaica.

40 50

20 30

0 10

Potência [W]

60 _MPP

VMP ₂₅

20 15

10 5

0

Tensão [V]

30

Figura 2.1: Curva característica potência tensão (P-V) do módulo solar

(24)

CAPÍTULO 2. ESTADO DA ARTE 9 100 125 50 75 0 25 Potência [W] 150 MPP 25 20 15 10 5 0

Tensão [V] 30

VMP VOC IMP ICC 4 5 2 3 0 1 Corrente [A] 6

Figura 2.2: Curva característica da potência tensão (P-V) e corrente tensão (I-V) do mó-dulo fotovoltaico

O controle sobre o ponto de operação do módulo pode ser viabilizado de duas formas: (i) por meio do uso de um conversor CC-CC conectado aos terminais do painel, como ilustrado na Figura 2.3.a, ou (ii) por intermédio de um conversor CC-CA (Figura 2.3.b). Os sistemas fotovoltaicos que utilizam dois conversores para a conexão do painel à rede são denominados sistemas com dois estágios. Neste caso, o conversor CC-CC é respon-sável por realizar o MPPT, o conversor CC-CA injeta a energia gerada na rede elétrica. Quando o sistema fotovoltaico utiliza apenas um conversor CC-CA denomina-se sistema fotovoltaico de estágio simples, o conversor é responsável em realizar o MPPT e injetar a energia gerada na rede.

CC/CC Conversor CC/CA Conversor Painel _Controle do MPPT Injeção de Potência Rede a) CC/CA Conversor

Painel _{Controle do MPPT}

e Injeção de Potência Rede b)

Figura 2.3: Conexão do sistema fotovoltaico. a) utilizando dois estágios b) utilizando estágio único.

(25)

CAPÍTULO 2. ESTADO DA ARTE 10

único é dependente da variação do valor do barramento CC.

2.2 Métodos Diretos

As técnicas MPPTs são classificadas em dois grupos: (i) métodos diretos e (ii) mé-todos indiretos. Nesta seção serão abordados os principais mémé-todos diretos. Neste grupo estão incluídos os sistemas de seguidores da máxima potência que utilizam a medição de grandezas elétricas sem a necessidade do conhecimento das características físicas do mó-dulo, denominados busca direta. Nesta abordagem, o melhor ponto de operação se torna independente das condições de operação do sistema fotovoltaico. Por esse motivo, esses métodos são mais eficientes e permitem uma melhor aproximação do rendimento máximo do módulo PV. São classificados como métodos diretos: (i) perturbação e observação, (ii) condutância incremental, (iii) realimentação de tensão e (iv) realimentação de corrente (V.SALAS E.OLIAS, 2006).

2.2.1 Perturbação e Observação

(26)

CAPÍTULO 2. ESTADO DA ARTE 11 40 50 20 30 0 10 Potência [W] 60 25 20 15 10 5 0 Tensão [V] 30 (+) (-) Aumento Redução

Sentido da Perturbação Aumento

Redução

(+) (-)

Sentido da Perturbação

Figura 2.4: Comportamento da variação da potência para uma perturbação de tensão.

Tabela 2.1: Visão geral do algoritmo perturba e observa (P&O).

Sentido da Perturbação atual Variação de Potência Sentido da Próxima Perturbação Positiva Positiva Positiva

Positiva Negativa Negativa Negativa Positiva Negativa Negativa Negativa Positiva

O sistema com o seguidor P&O sempre convergirá para a proximidade do ponto de máxima potência. Como o processo é repetido periodicamente, a existência da pertur-bação persistente proveniente do método, sempre causará uma oscilação indesejada em torno do MPP. De uma forma geral, espera-se que a busca ao ponto de máxima potência se estabilize sem oscilações. Pode-se conseguir menores oscilações reduzindo o tama-nho do incremento da perturbação. Porém, existe uma relação de dependência entre o tempo de rastreamento (velocidade de convergência) e a oscilação da potência em regime permanente.

(27)

PI Boost Painel

Micro controlador _{Estrutura Física}

VREF +

-Duty cicle

+ -MPPT

VPAINEL

IPAINEL

Figura 2.5: Diagrama de Blocos do MPPT perturba e observa (P&O) convencional.

O método Hill Climbing é uma modificação na estrutura de controle do P&O con-vencional. A perturbação passa a ser inserida no ciclo de trabalho do conversor que esta conectado ao módulo (estrutura de dois estágios). Desta forma, o incremento resulta di-retamente na modificação do ponto de operação do sistema. O diagrama de blocos desse método é apresentado na Figura 2.6. O método de Hill Climbing introduziu uma simplifi-cação no método P&O convencional a partir da eliminação da malha de controle interna. Esse método tornou-se conhecido na literatura como P&O modificado com perturbação fixa.

Painel Boost

VPAINEL Duty

cicle

+

-MPPT IPAINEL

Figura 2.6: Diagrama de blocos P&O modificado com perturbação fixa.

Na maioria dos casos, são utilizados dois sensores para as medições da tensão e da corrente terminal. A potência é computada e analisada por meio de microcontrolado-res (VEERACHARY; SENJYU; UEZATO, 2001;WOLFS; TANG, 2005a). Em ambos os

(28)

não lineares do módulo, uma pequena perturbação poderá não garantir que a potência varie consideravelmente para produzir o efeito comparativo requerido, podendo levar o sistema a instabilidade. Por este motivo, surgiram os primeiros trabalhos incorporando técnicas de controle adaptativo para geração do valor de incremento do P&O. A ideia é obter rápidas saídas de buscas e menores oscilações para os pontos próximos a região de máxima potência. Al-Amoudi e Zhang (1998) propuseram um método para variar o valor do incremento na busca ao MPP. O valor inicial da tensão de referencia parte de 10% da tensão de circuito aberto. Desta forma, a medida que o controle se aproxima do MPP é gerado a cada incremento, um decréscimo de 50% de seu valor atual, até que o valor do incremento atinja 0,5% do valor da tensão em circuito aberto. Com isso, as características não-lineares do módulo passam a ter representatividade significativa. A coleta da tensão de circuito aberto está diretamente relacionada com a irradiância e a temperatura do meio. Zhang, Al-Amoudi e Bai (2000) incluíram a variação do incremento de corrente ou tensão a partir da medição da irradiância e temperatura do ambiente. Nesse trabalho o valor do incremento é função das grandezas medidas em tempo real. Desta maneira, adaptou-se o sistema nas condições em que está submetida. Patel e Agarwal (2009) optaram em va-riar o incremento em função de uma faixa de operação. A potência total que é fornecida pelo sistema é dividida em quatro faixas de operação, cada faixa corresponde a um valor pré-determinado de incremento. Logo, as características de não-linearidade são também incluídas no modelo. Esses métodos são denominados de convencionais com perturbação variável. Visando melhor convergência e menor oscilação em regime permanente, o mé-todo de Hill Climbing também passou por modificações. Nesta abordagem, foi inserida a adição de um incremento adaptativo, que se mostra bastante eficiente. Porém, o fato de incluir nos cálculos, variações de potência, torna o método sensível às escolhas das cons-tantes iniciais, principalmente quando o algoritmo é submetido a sistemas com grande carga. Na Tabela 2.2 são exemplificadas algumas das modificações adaptativas propostas (ABDELSALAM et al., 2011).

Tabela 2.2: Modificação no método P&O com perturbação adaptativa.

Referência Perturbação Conversor Processador Chiang, Hua e Lin (2002) d(k+1)=d(k)±[∆p/∆d]

P/d Boost TMS320F240

Xiao e Dunford (2004) d(k+1)=d(k)±M[∆p]

d(k) Buck TMS320LF2407

Wolfs e Tang (2005a) d(k+1)=d(k)+ Md p

dv Buck MSP430

Wolfs e Tang (2005b) d(k+1)=d(k)+ Md p

(29)

O método P&O modificado também se encontra na literatura utilizando técnicas de controle moderno. Jain e Agarwal (2004) utilizam equações não-lineares para a adap-tação do ciclo de trabalho do conversor. D’Souza, Lopes e Liu (2005) propuseram a utilização de lógica fuzzy para a busca do MPP. Em ambos os casos, obteve-se ganho quando comparado com as técnicas convencionais. No entanto, a desvantagem do uso de controle moderno está relacionado a alta complexidade dos algoritmos e a necessidade de um alto processamento, o gasto com a implementação de processadores mais poderosos pode tornar o método inapropriado para aplicações de baixo custo.

2.2.2 Condutância Incremental

Hussein et al. (1995), propuseram um método alternativo ao P&O, também baseado em amostragem sucessiva de tensão/corrente e curva de potência. A idéia surgiu a partir da análise gráfica da curva P-V do módulo fotovoltaico. Caso o sistema esteja atuando no lado esquerdo do ponto de máxima potência, a resposta a um incremento de tensão resulta em uma derivada positiva, caso esteja no lado direito a derivada passa a ser negativa. Se estiver na região de máxima potência essa derivada é zero. Ao substituir e expandir a potência pelo produto cruzado da tensão pela corrente, obtém-se uma equação dependente da condutância e da variação da condutância do sistema. Na Tabela 2.3 é apresentado o resumo da ideia geral do método.

Tabela 2.3: Análise do MPPT em função da condutância do sistema.

Análise Localização ∆I/∆V = -I/V no MPPT ∆I/∆V > -I/V lado esquerdo MPP ∆I/∆V < -I/V lado direito MPP

(30)

análise da resposta á perturbação.

2.2.3 Realimentação da Tensão e Corrente

A primeira utilização da realimentação da tensão (corrente) em uma malha de con-trole surgiu junto ao método convencional P&O, a ideia foi então expandida para alguns métodos posteriores, como da condutância incremental. Atualmente, a malha de controle de tensão ou corrente é parte funcional da maioria dos MPPTs. A realimentação da tensão passa por um controlador convencional do tipo PI ou de estrutura mais simples, tal como o controlador por histerese. A saída do controlador atua no ciclo de trabalho do conversor para manter a saída do módulo (tensão ou corrente) próximo da referência, como ilustrado na Figura 2.7.

PI Boost Painel

VREF + VPAINEL

-Duty cicle

+

-Figura 2.7: Diagrama de Blocos da estrutura de MPPT com tensão de referência.

O uso desse seguidor é encontrado em sistemas de baixo custo que necessitam de maior simplicidade. O método pode ser implementado utilizando componentes eletrô-nicos simples. Maheshappa J. Nagaraju (1998), desenvolveram um circuito de controle fixando uma tensão e exemplificando o método da realimentação. Hua e Shen (1998), no mesmo ano propuseram uma estratégia de controle, no qual é definida um valor para a tensão de referência que pode variar em função do circuito equivalente da carga e da potência instantânea fornecida pelo módulo. A simplicidade desse método resulta em um rastreamento pouco eficiente, além de não contar com auxílios de baterias para o armaze-namento de energias.

2.3 Métodos Indiretos

(31)

Por esse motivo, eles são denominados métodos indiretos. Em alguns métodos indiretos, as características físicas necessárias já são informadas pelo fabricante, em outros existe a necessidade da realização de um ensaio para a obtenção das constantes e das caracte-rísticas das curvas PV, não informada pelo fabricante. As caractecaracte-rísticas relacionam as variáveis de controle (tensão, corrente, irradiância e temperatura) à eficiência do sistema de geração. Por este motivo, os métodos indiretos restringem a estimação ao grupo de módulo ensaiados e não podem ser expandida a outro grupo com características distintas. Os métodos indiretos determinam uma aproximação do ponto de máxima potência para uma irradiância e temperatura, por isso não é possível determinar com precisão o MPP para uma condição de operação distinta. Os principais método indireto são: (i) aproxima-ção da curva de potência, (ii) análise de tabela, (iii) observaaproxima-ção de circuito aberto e (iv) observação de curto-circuito.

2.3.1 Aproximação da Curva de Potência

(32)

realizado medindo-se apenas a temperatura ambiente e a irradiância (KHATIB A. MOHA-MED; SOPIAN, 2010). Ele propõe uma relação de quarta ordem entre a tensão e a potência,

onde os coeficientes são determinados em função da irradiância e da temperatura por uma equação de terceira ordem. A relação entre os coeficientes e a temperatura é feita por meio de análises físicas, o que torna o método apropriado para um grupo específico de módulos, já que o controle é realizado em malha aberta. Pode-se obter uma eficiência de 89,9% da máxima potência disponível no módulo.

2.3.2 Análise de Tabela

Ibrahim et al. (1999), propõe a análise de tabela para rastrear o MPP, esse sistema de controle faz uso de uma tabela armazenada dentro da memória do processador digital de sinais. A tabela é montada, comparando-se a tensão de circuito aberto do módulo, com a tensão de referência da máxima potência. Os dados são obtidos para diversas condições de irradiância. Desta forma, o sistema de monitoramento auxilia na decisão da tensão de referência, com base nos dados de tensão do circuito aberto. A tensão de referência é imposta por uma malha de controle interno implementada por um controlador PI convencional. A saída do controlador altera o valor do ciclo de trabalho do conversor rastreando o MPP. Apesar do baixo custo de implementação, o MPPT necessita de uma maior quantidade de memória para armazenar o vetor com as informações. O sistema deve ser projetado para um grupo específico de módulos, o que pode tornar seu uso impróprio para aplicações em dispositivos existentes no mercado.

2.3.3 Observação de Circuito Aberto

(33)

4 5

2 3

0 1

Corrente [A]

6

Aumento da Temperatura

120ºC 75ºC 25ºC 2ºC

Diminuição do VOC

25 20

15 10

5 0

Tensão [V]

30 IMP

Figura 2.8: Curva corrente tensão do módulo com variação de temperatura

Ibrahim et al. (1999), realizou um experimento em que a tensão de referência é fixada em um percentual da tensão de circuito aberto do módulo. Para a utilização deste método, é necessário um estudo prévio, onde é determinada a constante de proporcionalidade entre VOC eVMP. Essa constante pode variar em função da característica física do módulo. O monitoramento da tensão de circuito aberto pode ser realizado diretamente no painel. Porém é comum o uso de uma célula piloto, evitando assim perdas de potência no sistema. A célula piloto guiará o sistema de controle no estabelecimento da tensão terminal no painel. As suas características físicas devem ser iguais ao grupo de módulo utilizado. Como a tensão de máxima potência é uma fração da tensão de circuito aberto, esse método é conhecido comoFractional Open₋Circuit Voltage(FOCV).

2.3.4 Observação de Curto - Circuito

De forma similar ao método da observação de Circuito-aberto, a corrente de referência que resulta no ponto de máxima potência pode ser aproximada por uma fração da corrente de curto-circuito (MASOUM; DEHBONEI; FUCHS, 2002). Essa relação de linearidade é

(34)

4 5

2 3

0 1

Corrente [A]

6

25 20

15 10

5 0

Tensão [V] 30

Redução da Irradiação

Redução de I

CC

1000 W/m²

800 W/m²

500 W/m²

250 W/m²

Figura 2.9: Curva corrente tensão do módulo com variação de irradiância.

A maior dificuldade para a utilização desse método é a necessidade de provocar o curto-circuito do arranjo dos módulos. Além da perda de potência, o método é pouco eficiente pois resulta em um ponto de operação incerto. A maioria das aplicações en-volve o uso de processadores de sinais, com uma simples malha de controle de corrente, utilizando-se controladores convencionais do tipo PI ou Histerese. Na Tabela 2.4, é apre-sentado um resumo dos MPPT’s, comparando-se as suas características de operação.

2.4 Descrição do Método Proposto

O método proposto é uma contribuição ao algoritmo convencional de rastreamento P&O. Tradicionalmente, o referido método é desenvolvido observando-se a resposta da potência fornecida pelo sistema fotovoltaico. Para isso, são mensuradas, a todo o instante, a corrente e a tensão terminal do módulo fotovoltaico. A técnica proposta visa determinar o ponto de máxima potência de forma indireta, a partir do balanço de energia, obtido pela observação das grandezas elétricas da rede primária.

2.4.1 Caracterização do Método de Perturbação e Observação

Tra-dicional

(35)

estrutura composta por dois estágios de conversão. Esta perturbação consiste na alte-ração do ponto de opealte-ração do painel fotovoltaico, incrementando ou decrementando a referência de tensão, corrente ou razão cíclica que determinam o seu ponto de operação. Na Figura 2.10 são apresentadas algumas das opções clássicas de implementação destas técnicas. Na Figura 2.10.a, a perturbação é inserida na malha de controle que define a corrente de referencia do painel, na Figura 2.10.b, a pertubação é inserida na referência de tensão terminal do painel, já na Figura 2.10.c, a pertubação se encontra na razão cíclica do conversor CC. A alteração destas referências modifica a região de operação do sistema fotovoltaico, podendo aumentar ou diminuir o fornecimento de potência proveniente do painel.

Duty cicle

Duty cicle Perturbação Perturbação Perturbação PWM PWM PWM + -+ -+ - Boost Boost Boost Painel Painel Painel PI PI IPainel Vpainel Vref

Iref +

+ + + -d d d (a) (b) (c)

Figura 2.10: Principais pontos de inserção da perturbação do método P&O.

(36)

do algoritmo de rastreamento, P&O.

Decremento da Perturbação Incremento da

Perturbação

Análise da Potência

Análise da Potência A potência Aumentou?

A potência Aumentou?

Sim

Sim Não

Não

Figura 2.11: Fluxograma do MPPT perturba e observa

No algoritmo de rastreamento P&O, quando a perturbação é inserida na malha de controle (tensão ou corrente de referência) esse algoritmo é denominado perturbação e observação convencional. Caso a perturbação seja inserida na razão cíclica do conversor, esse algoritmo passa a ser denominado P&O modificado. A grande vantagem da utili-zação do método P&O modificado é a redução da malha de controle interna, utilizada para regular a corrente ou tensão. Porém, esta técnica é destinada a aplicações de siste-mas fotovoltaico com dois estágios, podendo ser adaptada para sistesiste-mas de estágio único inserindo uma pertubação equivalente nas leis de controle do PWM.

2.4.2 Descrição das Alterações no Método P&O

(37)

tipo boost, responsável pelo rastreamento do MPPT no painel fotovoltaico. O algoritmo de rastreamento proposto neste trabalho é do tipo P&O modificado. A perturbação é inserida na razão cíclica do conversor CC-CC.

A estrutura de conversão com dois estágios foi escolhida em função da sua maior flexibilidade de controle. Ademais, a utilização do sistema com estágio único, também traduz-se em um baixo desempenho. Isto ocorre porque esses sistemas utilizam a malha de controle do barramento CC para implementação do MPPT do painel. Esse rastrea-mento é feito alterando-se a referência de tensão do barrarastrea-mento CC. Quando a referência de tensão do barramento CC é alterada, a variação da condição de operação do inver-sor pode resultar em distorção harmônica nas correntes de saída. Assim, o emprego do método P&O nesta estrutura de controle, tem se mostrado desfavorável.

Diferentemente do P&O convencional, o método proposto não analisa a potência for-necida pelo painel fotovoltaico, analisando sua tensão e corrente terminal. Ao contrário, essa análise é feita de forma indireta por meio do balanço de potência do sistema. Assim, torna-se desnecessário o uso de sensores de tensão e corrente no terminal do painel. Para o entendimento desta técnica, considere um sistema padrão, composto por uma rede elé-trica, um conversor CC-CA, que interliga os painéis fotovoltaicos ao PAC e, uma carga que representa o consumo de energia do sistema. Na Figura 2.12 pode-se visualizar este sistema para 4 casos de fornecimento de potência. No primeiro caso, a energia da carga é fornecida em sua totalidade pela rede ou seja, o painel fotovoltaico não injeta potên-cia no sistema (Figura 2.12, 1o caso). Na situação seguinte, o painel fornece potência ao sistema e a energia elétrica consumida pela carga, provém simultaneamente das duas fontes, conforme a Figura 2.12 (Caso 2). No terceiro caso a potência fornecida pelo pai-nel é suficiente para abastecer a carga. Neste caso, não há fornecimento de potência pela rede elétrica. Por fim, pode ocorrer do sistema fotovoltaico ter potência suficiente para alimentar a carga e ainda injetar potência na rede elétrica (caso 4).

PV CargaRed e

PV CargaRed

e PV Car

ga Red

e

Potência injetada

1º Caso 2º Caso 3º Caso 4º Caso

(38)

Para o desenvolvimento do algoritmo de rastreamento P&O é essencial que o controle tenha informações referentes ao comportamento do sistema fotovoltaico após a pertur-bação. Na técnica proposta, essa informação é obtida de maneira indireta, analisando a potência fornecida pela rede elétrica. Caso a perturbação positiva, resulte em um decrés-cimo de potência da rede, significa que após a perturbação o painel passou a injetar uma potência maior na carga. O MPPT monitora, a todo instante, a potência que a rede for-nece para a carga, através da medição das correntes da rede. Essas correntes passam por uma transformação (123-dq) e são analisadas no referencial vetor tensão. O diagrama de blocos simplificado do método é apresentado na Figura 2.13.

Transformada 123-dq Sensor

I_s1

V_s

MPPT

I_sd

PWM Conversor

CC-CC

d

Processamento de sinal

e I_s2

I_s3

Figura 2.13: Diagrama de blocos do MPPT proposto

De acordo com a Figura 2.13 o controle de MPPT atua minimizando a componente I_sde da rede. Assim, considerando o balanço de potência, significa que o módulo está fornecendo a maior potência disponível para o sistema.

A estratégia de controle P&O proposta, poderia ser implementada de forma direta, analisando as correntes de saída do conversor CC-CA. Essas correntes também seriam analisadas no referencial vetor girante, igualmente como descrito para o controle indireto. A grande vantagem de se fazer o controle indireto está relacionada a compensação de harmônicos e a elevação do fator de potência no ponto de acoplamento comum, essas descritas no Capítulo 3. Esta estratégia possibilita ganhos no caso em que o consumidor apresente cargas com baixo fator de potência e elevado índice de distorção harmônica.

2.5 Síntese do Capítulo

(39)

Tabela 2.4: Resumo comparativo das principais características dos MPPTs.

MPPT Analógico Digital Dtp TR Efic. CCom TS P&O Sim Sim Não Variada Alta Baixa Tensão/Corrente

CI Não Sim Não Variada Alta Média Tensão/Corrente RTC Sim Sim Não Rápido Baixa Baixa Tensão ou corrente Tensão Aberta Sim Sim Sim Média Baixa Baixa Tensão Curto Circuito Sim Sim Sim Média Baixa Baixa Corrente Análise de Tabela Não Sim Sim Rápido Baixa Baixa Tensão

ACP Não Sim Sim Rápido Média Baixa Radiação/temperatura P&O- Perturbação e observação; CI- Condutância incremental; RTC - Realimentação tensão corrente; ACP- Aproximação da curva de potência, Dtp- Dependente do tipo de módulo; TR- Tempo de resposta; CCom- Complexidade computacional; TS- Tipo de sensor.

(40)

Capítulo 3

Estrutura de Controle e Modelagem

Genericamente, o sistema de controle utilizado nas duas topologias (monofásica e trifásica) é composto por duas malhas em cascata. A malha interna é responsável pela regulação da corrente injetada na rede elétrica, a malha externa é responsável pela regula-ção da tensão no barramento CC. Sobre o controle de tensão do barramento CC, também se efetua indiretamente o rastreamento da máxima potência, comumente denominado de MPPT . Em relação aos controladores, na sua forma convencional, eles são basicamente utilizados para impor um fluxo de potência à rede elétrica. No entanto, esquemas de controle alternativos têm sido propostos, nos quais, além da injeção de potência, também controlam a qualidade de energia no PAC. Esta nova filosofia tem contribuído para garan-tir a estabilidade global do sistema de potência. Neste trabalho, o controle de corrente é implementado levando-se em conta esta abordagem.

3.1 Modelagem do Conversor de Potência Conectado à

Rede

(41)

CAPÍTULO 3. ESTRUTURA DE CONTROLE E MODELAGEM 26

P CA

n

is ig

i_l

r_g l_g r_s l_s

v_s v_g

Figura 3.1: Circuito equivalente do sistema conectado à rede

Aplicando-se a lei das tensões de Kirchoff a este circuito, obtém-se a seguinte equação dinâmica:

vg−vs−vl =−(rg+rs)is−(lg+ls) dis

dt (3.1)

onde a tensãov_l pode ser dada por:

vl =rgil+lg dil

dt (3.2)

Considerando-se que os termosvs evl da Equação 3.1 são perturbações a serem compen-sadas pela estratégia de controle, o modelo do sistema pode ser reescrito como:

v′_g=−rtis−lt dis

dt (3.3)

onde:rt=rg+rselt =lg+ls. A função de transferência apresentada na Equação (3.3) é portanto:

Is(s) v′_g(s) =−

1/lt s+rt/lt

= bs s+as

(3.4)

(42)

3.2 Diagrama de Blocos das Plantas PV Trifásica e

Mo-nofásica

Na Figura 3.2 é apresentado o diagrama de blocos do esquema de controle para a planta fotovoltaica trifásica. Nesse diagrama, a tensão do barramento CC é regulada por um controlador proporcional integral (PI) comanti₋windup. Ele gera o valor da am-plitude da corrente de referência I_sde no referencial do vetor tensão, que corresponde a potência ativa do sistema. O ângulo de fase do vetor tensão no ponto do acoplamento comum é determinado com uso de um PLL. As correntes de fase de referência da rede são obtidas com o auxílio da transformação 123-αβ. Com o intuito de evitar novas trans-formações de referencial, são utilizados dois controladores com três graus de liberdade, nos quais é empregado o princípio do modelo interno.

A função de transferência do controlador DSC é descrita na Equação 3.5 (JACOBINA et al., 2001, 2000). Na função de transferência observa-se o princípio do modelo interno,

de-vido ao par de polos complexos, no denominador, além de outros dois graus de liberdade, devido aos dois zeros, no numerador.

G(s) = P2s

2₊_P 1s+P0

s2+ω2s

(43)

-v

_CC*

v

_CC

-PLL

v

_s1 sd s*

i

sq s

i

PI

X

sq s*

i

sd s

i

sen

q

s

q

s

cos

123 /

PWM

VSI

+

v

_g1*

v

_g3*

v

_g2*

V

dq s

v

_sqs*

v

_sds*

S

DSC

i

sde*

X

i

sde*

MPPT

PWM

CC-CC

+

Filtro

sd e*

i

Figura 3.2: Diagrama de blocos da estratégia de controle da planta PV trifásica.

(44)

v

_CC*

v

_CC

-PLL

X

S

PI

i

sde*

Filtro

v

s1

cos

_{( )}

q

_s

i

sd s*

i

sd s

+

-s

2

+

w

s 2

s

2

p

1

p

₂

₊

_s

₊

p

₀

PWM

HB-VSI

Grid-Tied

v

g1 s*

+

MPPT

PWM

CC-CC

+

;

v

g2s*

;

v

g3s*

Figura 3.3: Diagramas de blocos da estratégia de controle da planta PV monofásica.

3.3 Teoria das Potências Instantâneas PQ e DQ

Akagi, Kanazawa e Nabae (1984) propuseram os novos conceitos de potência ins-tantânea ativa e reativa, válidos para regimes permanente e transitório, assim como para formas de ondas genéricas de tensão e corrente. Esta teoria foi desenvolvida original-mente para sistemas trifásicos a três fios com uma pequena menção a sistemas com neutro. Posteriormente, ela foi estendida para sistemas trifásicos a quatro fios. Resumidamente, esta teoria é baseada na transformação ortogonal de coordenadas de 123 para αβ0, que gera um sistema bifásico equivalente no referencial estacionário. Esta transformação é também conhecida como Transformação de Clarke, em homenagem a sua propositora, Engenheira Edith Clarke, (1943). Uma das vantagens desta transformação é a separação de sua componente de sequência zero (v0 e i0). Além disso, é possível calcular

(45)

posi-CAPÍTULO 3. ESTRUTURA DE CONTROLE E MODELAGEM 30

tiva. As expressões das potências em termos deαβ0, são similares a forma tradicional de cálculo das potência ativa e reativa no sistema trifásico, diferenciando-se apenas pelo uso de valores instantâneos. A partir desta, Soares, Verdelho e Marques (2000) fizeram uma adaptação, utilizando a transformação ortogonal de Park (AKAGI; KANAZAWA; NA-BAE, 1984) no referencial vetor tensão, que resultou em variáveis superpostas em dois eixos girantes, batizados de dq. A partir deste novo referencial, também foram calculadas as potências ativa e reativa, com a vantagem de se trabalhar com grandezas constantes. Neste novo modelo, foi demonstrado que para um sistema elétrico trifásico a três fios, ou para um sistema elétrico trifásico balanceado a quatro fios, a parcela de potência ativa instantânea do sistema está diretamente ligada à corrente no eixo D (I_sde ) e que a parcela de componente da potência instantânea reativa esta diretamente ligada à corrente do eixo Q (I_sqe ). Os diagramas vetoriais relativos às referidas transformações são apresentados na Figura 3.4. Com base nestas conclusões, vários métodos de controle têm sido propostos para regulação das potências ativas e reativas em sistemas de potência e aplicações de eletrônica de potência. O esquema de controle implementado neste trabalho é também baseado nestas teorias.

Is1

Is2

Is3

θ1

Ialfa / Ibeta/

Isd

Isq

θ1

a) b)

e

Isd

s

Isq

s

Ibeta/Isq

s

Ialfa / Isd

s

Figura 3.4: a)-Transformada 123-αβ. b)-Transformadaαβ- DQ.

3.4 Controle da Tensão do Barramento CC

(46)

do barramento CC apresentará valor médio constante. Isto significa que a tensão dos ca-pacitores do barramento CC pode ser controlada regulando-se a correnteI_sde. Esta por sua vez determina as amplitudes das correntes do lado CA do inversor, que por sua vez são injetadas na rede. Assim sendo, pode-se dizer que a tensão do barramento CC é regulada indiretamente pela corrente de saída, baseado no balanço de potência ativa do sistema. Como a lógica de controle é baseada no balanço de potência, o correto desempenho do controlador de tensão se torna determinante para o sistema. Para conseguir impor um fluxo de corrente, o valor da tensão do barramento CC deverá ser de no mínimo duas ve-zes a tensão de pico da rede somada às quedas de tensões na impedância de acoplamento. Considerando-se que as referidas restrições são atendidas, a corrente I_sde corresponde à amplitude das correntes do lado CA do inversor. No entanto, para que os controladores de corrente consigam injetar essa potência na rede elétrica, há a necessidade de mudar a natureza desta corrente, que sai do barramento CC como uma grandeza CC para uma grandeza CA. Isto é feito, tomando-se como base o referencial determinado pelo vetor tensão do PAC (Vs1).

3.4.1 Modelagem do Barramento CC

A função de transferência do barramento CC do sistema proposto é dada por:

VC(s) IC(s)

= 1

sC (3.6)

ondeCé o capacitor do barramento CC. Para reduzir as flutuações presentes na medição de tensão do barramento CC, utiliza-se um filtro passa baixa de primeira ordem, cuja função de transferência é dada pela Equação 3.7:

Gv(s) = 1 1+sτv

(3.7) onde τv é a constante de tempo do filtro passa baixa. Desta forma o modelo dinâmico resultante para o barramento CC do sistema pode ser representado como:

V_ce(s) I_sde (s) =

1 sC(1+sτv)

(3.8)

(47)

3.4.2 Projeto do Controlador do Barramento CC

O projeto do controlador do barramento CC é determinado pelo uso do Symmetri-cal Optimum Tuning Optimization(SOTO) (ASTROM; HAGGLUNG, 1995). Utilizando um

controlador proporcional integrativo, cuja função de transferência é mostrada na equação 3.9,

Gpi(s) =

K(1+sτi) sτi

(3.9) tem-se a função de transferência resultante, em malha aberta, mostrada na Equação 3.10 para o caso do barramento CC ser regulado pelo controlador PI.

Gor(s) =

K(1+sτi) Cτis2(1+sτv)

(3.10) O método SOTO é baseado na ideia de projetar um controlador cuja resposta em frequência do ponto de operação da planta, em malha aberta, seja o mais próximo de 0 dB para as baixas frequências. A função de transferência para o método de ajusteSOT O, para um controlador com dois graus de liberdade é portanto (ASTROM; HAGGLUNG, 1995):

Gso(s) =

w2_o(2s+wo) s2(s+2wo)

(3.11)

Ondewo é a resposta em frequência deGso(s). Observa-se que o diagrama de Bode desta função de transferência é simétrico em torno da frequênciaw=wo. Portanto, para que a função de transferênciaGor(s), Equação 3.10 seja idêntica a do symmetrical Optium Gso(s)(Equação 3.11), é necessário que:

wo= 1 2τv

(3.12) com o ganho do controlador dado por:

K= C 2τv

(3.13) consequentemente:

(48)

3.5 Controle Indireto das Correntes na Rede

Nas estruturas convencionais, as correntes injetadas na rede elétricaIg1, Ig2 eIg3 são controladas de forma direta, com base do referencial de corrente, que pode ser gerado segundo as teorias PQ ou DQ. Este tipo de controle garante a imposição das referidas correntes a partir da geração das tensões de polo do inversor,Vg1,Vg2eVg3(Vgno caso do sistema monofásico). Este sistema só permite injeção de potência ativa na frequência fun-damental. Como a tendência atual é a adoção de um sistema que além de injetar potência ativa, também controle a qualidade da energia no PAC, a saída seria utilizar detectores de harmônicos e implementar uma estrutura de filtro ativo de potência. Para simplificar a es-trutura de controle, uma estratégia diferente foi implementada neste trabalho, denominada de controle indireto. Neste esquema, as correntes da redeIs1,Is2eIs3(ouIspara sistema monofásico) são reguladas indiretamente a partir da imposição das tensões de polo do inversorVg1, Vg2 eVg3 (Vg no caso do sistema monofásico). A adoção desta estratégia, associada à utilização de um controlador não convencional, onde o princípio do modelo interno é empregado, permite regular as correntes do PAC, de forma que estas sejam se-noidais e em fase com suas respectivas tensões. Isso permite a compensação da distorção harmônica e correção do fator de potência do PAC.

3.6 Controlador de Dupla Sequência

O controlador de corrente utiliza o princípio do modelo interno é denominado de controlador de dupla sequência (DSC). Ele é composto por dois controladores, um para a componente de sequência positiva e outro para a componente de sequência negativa. Ambos os controladores atuam simultaneamente e suas saídas são somadas. O objetivo desta estrutura não convencional é evitar a transformação ortogonal, garantir erro nulo em regime permanente, para grandezas senoidais, e compensar eventuais desbalanceamentos de corrente no sistema. Ele foi proposto inicialmente por Jacobina et al. (2001, 2000) e em decorrência de sua confiabilidade e robustez, foi escolhido para a implementação das malhas de correntes dos sistemas de geração monofásico e trifásico.

Genericamente, o modelo em espaço de estados do controlador de dupla sequência pode ser dado por (JACOBINA et al., 2001, 2000):

dxs_dqi

dt =2kiiε s

(49)

dxs_dqi′ dt =−ω

2

sxsdqi (3.16)

vs_{f dq}∗ =xs_dqi+2kpiεs_idq (3.17) ondekpiekiisão os ganhos do controlador eωs é a frequencia fundamental do sistema de potência. A função de transferência do controlador de corrente no referencial estacionário pode ser dada por:

Gc(s) =

p2s2+p1s+p0

s2+ω2s

(3.18)

no qual, os ganhos do controlador são: p2=2kpi, p1=2kiie p0=2kpiω2s.

3.6.1 Projeto do Controlador de Corrente

O projeto do controlador de corrente dado pela função de transferência da Equação 3.18, pode ser realizado a partir da função de transferência da Equação 3.4, por meio do método tradicional do cancelamento de polos e zeros. Portanto, considerando que o parâmetroasdo sistema pode ser associado aos ganhoskpiekiido controlador de corrente, como:

as= kpi

kii

(3.19) Admitindo-se que a banda-passante do controlador de corrente pode ser dada por

ωc =bskpi, é possível determinar os ganhos do controlador em função dos parâmetros do sistema (asebs), o que resulta em:

kpi =ωc bs

(3.20) e

kii= asωc

bs

(50)

3.7 Rastreador de Máxima Potência - MPPT

Este bloco é responsável em determinar a razão cicla que o conversor CC-CC deverá atuar para que o sistema fotovoltaico possa fornecer a máxima potência disponível para a rede. Para a extração da máxima potência do painel fotovoltaico é proposta a técnica de perturbação e observação (P&O) modificada, com incremento fixo. A saída do bloco de controle atuará diretamente na razão cíclica do conversor boost. O rastreamento da máxima potência do painel é implementado com base no balanço de potência do sistema, monitorando a componente do eixo direto das correntes no vetor tensão. Essa componente corresponde a potência ativa instantânea que a rede está fornecendo à carga. O método foi descrito em maiores detalhes no capitulo 4.

3.8 Phase Locked Loop - PLL

Para que se possa controlar o fator de potência do PAC e inserir a energia proveniente das fontes fotovoltaicas, é necessário identificar o ângulo de fase da tensão no PAC. A identificação do ângulo é feita continuamente através de uma estrutura de controle deno-minada PLL (do inglês, Phase locked loop). Existem duas técnicas tradicionais para a obtenção do ângulo de fase das tensões. A primeira extrai o ângulo de fase através do cruzamento da tensão por zero. A segunda técnica, amplamente empregada, detecta o ângulo através de uma malha de controle utilizando um controlador PI. Esse rastreamento pode ser baseado na geração de sinais em quadratura, utilizando a transformada de Clark e Park.

3.9 Principio de Funcionamento do Módulo Fotovoltaico

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fonte externa, como a energia térmica ou luminosa. Quando um átomo passa a participar da formação de um cristal (distância entre os átomos relativamente pequena), os elétrons passam a ter interação com os átomos vizinhos, seja com as nuvens eletrônicas (forma de repulsão entre cargas de mesmo sinal), ou com os núcleos (formas de atração), modifi-cando a configuração dos níveis de energia. Para explicar o funcionamento da estrutura atômica, após diversos modelos e teorias, a física quântica chegou à teoria das bandas de energia, onde se estabelece que os elétrons da última camada do átomo possuem ener-gias estáveis em determinadas bandas de energia, sendo a última banda denominada de valência. A banda de valência representa as energias de valência permissíveis para que os elétrons completem as ligações covalentes com os átomos vizinhos. A banda de condu-ção representa os níveis de energia dos elétrons que receberam alguma forma de energia (luminosa no caso das células fotovoltaicas) e não mais estejam ligados aos átomos, mas sejam elétrons livres do material. Entre as bandas de valência e de condução existe uma banda não habitada pelos elétrons, denominada banda proibida. A largura desta banda proibida é quem determina a natureza do comportamento elétrico do material, que pode ser condutor (banda proibida nula), semicondutor (banda proibida pequena, menor que 1 eV) e isolante (banda proibida grande, maior que 10 eV).