Implementação de uma máquina síncrona virtual em um sistema fotovoltaico trifásico conectado à rede elétrica

UNIVERSIDADEFEDERALDO RIO GRANDE DO NORTE

UNIVERSIDADEFEDERAL DORIOGRANDE DO NORTE CENTRO DETECNOLOGIA

PROGRAMA DEPÓS-GRADUAÇÃO EMENGENHARIAELÉTRICA E DECOMPUTAÇÃO

Implementação de uma Máquina Síncrona

Virtual em um Sistema Fotovoltaico Trifásico

Conectado à Rede Elétrica

Everton da Silva Dantas

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.

Número de Ordem do PPgEEC: M541

Natal, RN, 27 de Novembro de 2018

Universidade Federal do Rio Grande do Norte - UFRN Sistema de Bibliotecas - SISBI

Catalogação de Publicação na Fonte. UFRN - Biblioteca Central Zila Mamede

Dantas, Everton da Silva.

Implementação de uma Máquina Síncrona Virtual em um Sistema Fotovoltaico Trifásico Conectado à Rede Elétrica / Everton da Silva Dantas. - 2018.

111 f.: il.

Dissertação (Mestrado) - Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Centro de Tecnologia, Programa de Pós-Graduação em

Engenharia Elétrica e de Computação. Natal, RN, 2018. Orientador: Prof. Dr. Ricardo Lúcio de Araújo Ribeiro. 1. Sistema de geração fotovoltaica - Dissertação. 2. Energias renováveis - Dissertação. 3. Energia elétrica - Dissertação. 4. Máquina síncrona virtual - Dissertação. 5. Conversores de potência - Dissertação. I. Ribeiro, Ricardo Lúcio de Araújo. II. Título. RN/UF/BCZM CDU 621.311(043)

Aos meus pais Francisco Canindé

Dantas e Marizete da Silva,e aos

meus irmãos pelo apoio durante

essa jornada

Agradecimentos

A Deus, por tudo.

Ao meu orientador, professor Ricardo Lúcio de Araújo Ribeiro por ter oferecido a opor-tunidade de trabalhar com os principais sistemas de geração de energias renováveis.

À minha família, em especial aos meus pais, que me ofereceram todo o apoio necessário durante essa jornada.

À minha namorada, Frankelene Pinheiro de Souza, por toda paciência durante essa jor-nada.

Aos amigos de LEIER, Denis Keuton Alves, Evandro Ailson de Freitas Nunes, João Paulo de Oliveira e Silva, Sâmara de Cavalcante Paiva, Thales Queiroz Fônseca, Yuri Iohans-sen Ribeiro Damasceno, Thiago Figueiredo do Nascimento, Luan Silva Cardoso, Juliano Costa Leal da Silva, Guilherme Júnior da Silva pelas críticas e sugestões.

Resumo

A rápida expansão dos sistemas de geração de energia elétrica a partir de fontes re-nováveis, destacando-se os sistemas fotovoltaicos e eólicos, tem trazido desafios para a operação do sistema elétrico de potência, dentre os quais pode-se destacar: a alta varia-bilidade e difícil previsivaria-bilidade da potência gerada por essas fontes e a susceptivaria-bilidade delas à transitórios presentes no sistema elétrico, que podem ocasionar instabilidades. Atualmente, a utilização de sistemas de geração renováveis é possível devido a sua baixa representatividade no sistema elétrico e a capacidade dos geradores síncronos das hidro-elétricas de absorver oscilações provenientes de outras fontes, garantindo a estabilidade do sistema. O conceito de máquina síncrona virtual tem despertado crescente interesse na sua utilização em sistemas baseados em eletrônica de potência, como uma alternativa para o controle do fluxo de potência destas fontes e mitigação dos efeitos adversos de sua interconexão com a rede elétrica. Esta dissertação tem por objetivo apresentar uma proposta de modificação das estruturas de controle de um sistema de geração fotovoltaica, utilizando o conceito de máquina síncrona virtual, para realização do controle efetivo do fluxo de potência e contribuir para estabilidade de tensão e da frequência do ponto de acoplamento.

Palavras-chave: energias renováveis, conversores de potência, máquina síncrona vir-tual, sistemas fotovoltaicos.

Abstract

The huge expansion of the systems of electric power generation from renewable sour-ces, highlighting wind and solar soursour-ces, gave rise operation challenges to the electrical power system, among which it can be highlighted: an intense variability and difficult pre-dictability of the generated power by means of these resources, and susceptibility while facing a transient disturbance, which may cause instability. Currently, the use of renewa-ble generation systems is possirenewa-ble due to its low representability on the electrical system and the hydroelectric synchronous generator’s capacity in absorbing oscillations from other sources ensuring system stability. The concept of virtual synchronous machine has been attracted growing interest in its use in systems based on power electronics, as an alternative for the control of power flow from these sources and mitigation of the effects averse to their interconnection with the electrical grid. This paper aims to present a pro-posal of control structures modification of a photovoltaic renewable generation system using the concept of virtual synchronous machine for effective control of power flow and contribute to the stability of the voltage and frequency of the coupling point.

Keywords: : renewable sources, power converter, virtual synchronous machine, pho-tovoltaic systems.

Sumário

Sumário i

Lista de Figuras ii

Lista de Tabelas v

Lista de Simbolos vii

Lista de Abreviaturas e Siglas xiii

1 Introdução 1 1.1 Motivação . . . 4 1.2 Objetivos . . . 5 1.3 Contribuições . . . 5 1.4 Metodologia . . . 6 1.5 Organização do Trabalho . . . 7 2 Estado da Arte 8 2.1 Controle por Decaimento . . . 9

2.2 Conversores Síncronos . . . 12

2.3 Máquina Síncrona Virtual . . . 15

2.4 Inércia Virtual . . . 18 2.5 Síntese do Capítulo . . . 21 3 Descrição do Sistema 23 3.1 Sistema Fotovoltaico . . . 23 3.2 Conversor Boost . . . 24 3.3 Modelagem do Barramento CC . . . 26

3.4 Inversor Conectado à Rede Elétrica . . . 27

3.5 Síntese do Capítulo . . . 28

4 Sistemas de Controle 29

4.1 Introdução . . . 29

4.2 SRF-Phase Locked Loop (PLL) . . . 30

4.3 MPPT . . . 31

4.4 Controle da Tensão do Barramento CC . . . 32

4.5 Controle de Corrente . . . 33

4.6 Controle de Tensão . . . 35

4.7 Máquina Síncrona Virtual . . . 36

4.7.1 Controle por Decaimento e Fluxo de Potência . . . 38

4.7.2 Implementação da MSV no Sistema de Controle . . . 41

4.8 Projeto dos Controladores . . . 47

4.8.1 Controlador PI . . . 47

4.8.2 Controlador DSC . . . 48

4.9 Síntese do Capítulo . . . 51

5 Resultados Obtidos 53 5.1 Sistema Fotovoltaico Simulado . . . 53

5.2 Controle de Tensão e de Corrente Aplicado ao Sistema Fotovoltaico . . . 54

5.2.1 Controle de Corrente . . . 55

5.2.2 Controle de tensão . . . 58

5.3 Máquina Síncrona Virtual Aplicada ao Controle do Sistema Fotovoltaico . 64 5.3.1 Variações sucessivas de potência da fonte primária . . . 68

5.3.2 Carga Linear . . . 72

5.3.3 Carga Desbalanceada . . . 75

5.3.4 Operação em Modo Ilhado . . . 79

5.4 Síntese do capítulo . . . 82

6 Conclusões 84 6.1 Conclusões Gerais . . . 84

6.2 Trabalhos Futuros . . . 85

Lista de Figuras

1.1 Capacidade energética brasileira no mês de agosto de 2017. . . 2

3.1 Sistema fotovoltaico conectado à rede elétrica presente no LEIER. . . 24

3.2 Conversor boost conectado ao conversor VSI da estrutura fotovoltaica. . . 25

3.3 Modelo Simplificado do capacitor eletrolítico. . . 26

3.4 Circuito Equivalente do inversor conectado à rede. . . 27

4.1 Sistema de controle simplificado aplicado a estrutura fotovoltaica. . . 30

4.2 SRF-PLL . . . 31

4.3 Diagrama de blocos do MPPT utilizado. . . 32

4.4 Diagrama de blocos da estrutura de controle aplicada ao barramento CC. . 32

4.5 Diagrama de blocos do controle de corrente. . . 34

4.6 Controle de tensão do capacitor do filtro. . . 35

4.7 Estrutura geral de uma fonte renovável e uma máquina elétrica. . . 37

4.8 Características do controle por decaimento . . . 40

4.9 Diagrama de blocos da MSV implementada. . . 42

4.10 Polos do sistema em malha fechada - controle da tensão do barramento CC. 48 4.11 Polos do sistema em malha fechada - controle de corrente. . . 50

5.1 Sistema simulado . . . 54

5.2 a) varição da fonte primária injetando a potência ativa nominal na rede elétrica; b) comportamento da potência reativa quando o sistema fotovol-taico injeta a máxima potência disponível na rede elétrica. . . 56

5.3 Comportamento da tensão e corrente do PAC frente ao comportamento intermitente da fonte primária com uma linha com característica indutiva: a) corrente de saída da fase a do PAC; b) Tensão da fase a do PAC; c) Módulo do vetor tensão do PAC. . . 56

5.4 Variação fonte primária mediante o acoplamento nítido entre as potências: a) variação da potência ativa fornecida pela fonte primária; b) variação da potência reativa no PAC. . . 57

5.5 Variação fonte primária mediante o acoplamento nítido entre as potências: a) comportamento da corrente da fase a do PAC; b) Comportamento da tensão da fase a do PAC; c) modulo do vetor tensão do PAC. . . 58 5.6 Comportamento das potências utilizando o controle de tensão e de

cor-rente e uma rede com característica indutiva:a) potência ativa de saída do sistema fotovoltaico aferida no PAC; b) potência reativa de saída do sistema fotovoltaico aferida no PAC. . . 59 5.7 Comportamento da tensão e corrente utilizando o controle de tensão e de

corrente e uma rede com característica indutiva: a) corrente da fase a do PAC; b)tensão da fase a do PAC; c) módulo do vetor tensão do PAC. . . . 60 5.8 a) Comportamentos da potência ativa e reativa frente ao acoplamento

uti-lizando o controle de tensão e de corrente: a) Potência ativa no PAC; b) potência reativa no PAC. . . 61 5.9 Comportamentos da tensão e corrente, utilizando o controle de tensão e de

corrente do PAC frente ao acoplamento: a) corrente da fase a ao introduzir o controle de tensão; b) corrente da fase a ao ocorrer uma variação brusca da fonte primária; c) módulo do vetor tensão do PAC mediante a conexão do controle de tensão e variação brusca da fonte primária. . . 63 5.10 Comportamento da potência ativa e reativa utilizando a estrutura de

má-quina síncrona virtual em uma rede acoplada. a) comportamento da po-tência ativa do PAC; b) comportamento da popo-tência reativa do PAC; c) atuação do controle por decaimento na malha de potência ativa; d) atua-ção do controle por decaimento na malha de potência reativa; e) módulo do vetor tensão do PAC. . . 65 5.11 Comportamento da potência ativa e reativa utilizando a estrutura de

má-quina síncrona virtual em uma rede predominantemente indutiva. a) com-portamento da potência ativa do PAC; b) comcom-portamento da potência rea-tiva do PAC; c) atuação do controle por decaimento na malha de potência ativa; d) atuação do controle por decaimento na malha de potência reativa; e) módulo do vetor tensão do PAC. . . 67 5.12 Comportamento da malha de potência ativa do método proposto em uma

rede predominantemente indutiva: a) Potência ativa no PAC; b) erros de potência ativa e controle por decaimento; c) frequência da rede elétrica. . 69

5.13 Comportamento da malha de potência reativa do método proposto em um rede predominantemente indutiva: a) Potência ativa no PAC; b) erros de potência reativa e controle por decaimento; c) módulo do vetor tensão da rede elétrica. . . 70 5.14 Corrente de saída do PAC: a) comportamento durante variações; b)

com-portamento durante mudança entre 30 e 60 % da capacidade instalada; c) comportamento durante mudança entre 100 e 30 % da capacidade instalada. 71 5.15 Forma de onda da tensão e da corrente em uma carga linear: a) tensões

das fases it a, b, c do PAC; b) correntes das fases it a, b, c da carga; . . . . 73 5.16 Malha de potências ao conectar uma carga linear: a) P e Q no PAC; b)

erros de potência ativa e CPD; c) erro de potência reativa e controle por decaimento; . . . 74 5.17 Comportamento da tensão e da frequência no PAC: a) Modulo do vetor

tensão; b) erro de tensão; c) frequência no PAC à entrada da carga linear trifásica; . . . 75 5.18 Forma de onda da tensão e da corrente em uma carga desbalanceada: a)

tensões das fases a, b, c do PAC; b) correntes das fases a, b, c da carga; . . 76 5.19 Comportamento da tensão e da frequência ao conectar uma carga

des-balanceada no PAC: a) Modulo do vetor tensão; b) erro de tensão; c) frequência no PAC à entrada da carga desbalanceada; . . . 77 5.20 Malha de potências ao conectar uma carga desbalanceada no PAC: a) P e

Qno PAC; b) erros de potência ativa e CPD; c) erro de potência reativa e controle por decaimento; . . . 78 5.21 Sistema em modo ilhado: a) corrente ipac; b) corrente do lado da rede

elétrica; c) tensão no PAC; d) potência ativa e reativa no PAC. . . 81 5.22 Sistema em modo ilhado: a) modulo do vetor tensão do PAC; b) erro do

Lista de Tabelas

1.1 Artigos publicados em anais de seminário. . . 5

1.2 Artigos produzidos em parceria. . . 6

2.1 Resumo da revisão bibliográfica referente as estruturas de controle base-adas no modelo de uma máquina elétrica aplicbase-adas aos conversores de potência . . . 22

3.1 Parâmetros empregados na estrutura do sistema fotovoltaico. . . 24

5.1 Parâmetros do sistema simulado. . . 54

5.2 Parâmetros dos controladores utilizados . . . 55

5.3 Parâmetros da estrutura de MSV implementada . . . 64

5.4 Dados da carga e THD por fases . . . 72

5.5 Dados da carga desbalanceada e THD por fases . . . 79

5.6 Dados da carga e THD por fases no modo ilhado . . . 80

Lista de Símbolos

av Polo da planta de primeira ordem

as Polo da planta de primeira ordem

a_n Polo opara o ajuste do controlador A∗_v(s) Polinômio desejado

a_p Polo para projeto do controlado PI e DSC b_v Ganho da planta de primeira ordem b_s Ganho da planta de primeira ordem C Capacitor do barramento CC C_f Capacitor do filtro LCL

D Ciclo de trabalho do conversor boost

Dmax Ciclo de trabalho máximo do conversor boost

D_p Ganho de droop para potência ativa D_q ganho de droop para potência reativa

DSC_f(s) Função de transferência do controlador DSC

DSC(s) Função de transferência do controlador DSC genérico esr Resistência de perdas nos dielétricos

E∗ Tensão nominal da rede

E_min Tensão nominal medida da rede

F Constante de atrito de uma máquina elétrica f Frequência da rede

f_p Frequência de corte para a malha de potência ativa f_q Frequência de corte para a malha de potência reativa

G_{im f}(s) Função de transferência em malha fechada utilizando o DSC G_pi(s) Função de transferência do controlador PI

G_i(s) Função de transferência do controle de corrente

G_{C f}(s) Função de transferência do controle de tensão do capacitor do filtro G_{C f m f}(s) Função de transferência do controle de tensão do capacitor do filtro em

malha fechada

Gm f(s) Função de transferência em malha fechada do controlador PI e planta

de primeira ordem

G_mac(s) Função de transferência em malha aberta

G_v(s) Função de transferência genérica de primeira ordem G_f(s) Função de transferência genérica de primeira ordem Gcv(s) Função de transferência de um controlador PI genérico

H(s) Função de transferência de ganho unitário is_gpacd Corrente alpha da rede

is_gpacq Corrente beta da rede

i0_g Corrente complexa entregue a rede igpac Corrente da rede

is_{f dq}∗ Corrente de referência do controle da tensão do filtro is_{f q} Corrente do PAC no referência estacionário

ie∗_dq Corrente de referência de saída do controle do barramento CC no refe-rencial síncrono

is∗_dq Corrente de referência de saída do controle do barramento CC no refe-rencial estacionário

i∗_dq Corrente de referência para o controle de corrente

is∗_{f vdq} Corrente de referência saída do controle de tensão do filtro LCL i_s Corrente de saída do filtro

i_f Corrente de saída do inversor

i_{f a, f b, f c} Corrente no PAC no referencial natural

i_f(s) Corrente de saída do inversor no domínio da frequência ie_dq0 Corrente de saída do MPPT

i_pv Corrente de saída do painel fotovoltaico i_gabc corrente entregue à rede

i_cc Corrente entregue ao inversor

icc,min Corrente mínima entregue ao inversor

ipv,min Corrente mínima no painel fotovoltaico

ic Corrente do capacitor

Ic(s) Corrente do capacitor no domínio da frequência

¯ipv Corrente média após o chaveamento do boost

i_g,pac Corrente de saída do PAC jX_g Reatância vista do lado da rede

J Coeficiente de de uma máquina elétrica

K_conv Constante da dinâmica do capacitor do barramento CC k_pd Constante de inércia para potência ativa

k_pq Constante de inércia para potência reativa ki Ganho integrativo do controlador PI

k_p Ganho proporcional do controlador PI K1,2 Chaves utilizadas na simulação

l_b Indutor do conversor boost Lg Indutor do lado da rede

L_f Indutor do lado do inversor L_{f g} Indutor do filtro do lado da rede

L_v(s) Denominador de um controlador PI genérico l_boost,crit Indutor do boost na condição crítica

m₁ Declividade da reta de potência ativa m₂ Declividade da reta de potência ativa

m Constante de decaimento para a potência ativa n Constante de decaimento para a potência reativa n1 Declividade da reta de potência reativa

n2 Declividade da reta de potência reativa

p_{0 f ,1 f ,2 f} Ganhos do controlador DSC

p_0,1,2 Ganhos de um controlador DSC genérico P_v(s) Numerador de um controlador PI genérico

P_1,2 Potência ativa da curva de controle por decaimento P_1max,2max Potência ativa máxima admitida

P_gen Potência ativa de uma fonte genérica Pre f Potência ativa de saída do droop control

Pimp Potência ativa imposta pelo barramento CC

Pd Potência ativa de saída do droop control

P Potência ativa medida no PAC

P_pv,min Potência ativa mínima do Painel fotovoltaico

P_set Potência ativa imposta a estrutura de máquina síncrona virtual ˆ

Q(s) Função de transferência da potência ativa para uma análise de pequenos sinais

ˆ

P Variação mínima da potência ativa do PAC para uma análise de peque-nos sinais

ˆ

Q Variação mínima da potência reativa do uma análise de pequenos sinais PAC

Q_d Potência reativa de saída do droop control Q_gen Potência reativa de uma fonte genérica

Q_1,2 Potência reativa da curva de controle por decaimento Q_imp Potência reativa imposta a máquina síncrona virtual Q_1max,2max Potência reativa máxima admitida

Q_set Potência reativa imposta a estrutura de máquina síncrona virtual Q_d Potência reativa de saída do controle por decaimento

ˆ

Q(s) Função de transferência da potência reativa para uma análise de peque-nos sinais

r_{f g} Resistência interna do indutor do lado rede

r_p Resistor da dinâmica de carga e descarga do capacitor r_f Resistor do lado do inversor

r_d Resistor de amortecimento R_g Resistência de uma rede genérica

R_v(s) Denominador de uma função de transferência genérica de primeira or-dem

S Potência aparente

Te Conjugado elétrico de uma máquina elétrica

Tn Termo multiplicativo de um sistema de terceira ordem

T_m Conjugado mecânico de uma máquina elétrica

T(s) Função de transferência para malha fechada do controlador DSC t_s,2% Tempo de estabilização

T_s Tempo de chaveamento do conversor boost V_Agen Tensão de uma fonte genérica

V_Bgen Tensão de uma fonte genérica

v_{C f}0 tensão complexa medida no capacitor do filtro v0_{g f} tensão complexa medida no lado da rede vg Tensão da rede elétrica

vd Tensão de eixo direto do PLL

vq Tensão de eixo em quadratura do PLL

v_C∗ Tensão de referência para o controle de tensão do barramento CC ˆ

V_{C f} Tensão do capacitor do filtro LCL para uma análise de pequenos sinais ˆ

V_{re f} Tensão de referência para uma análise de pequenos sinais ˆ

V_g Tensão da rede para uma análise de pequenos sinais

v_{C f dq}s∗ Tensão de referência para o controle de tensão do filtro LCL v_f(s) Tensão de saída do inversor no domínio da frequência v∗_f Tensão de Tensão de referência para o VSI

v_pv Tensão de saída do painel fotovoltaico v_{C pac} Tensão do capacitor do filtro

v_Cpacabc Tensão do capacitor do filtro no referencial natural v_Cf Tensão do capacitor do filtro

v_c Tensão do capacitor do barramento CC

Vc(s) Tensão do capacitor do barramento CC no domínio da frequência

vnp Valor de pico nominal da rede elétrica

vPLL Tensão do PLL

ˆ

V_{re f} Função de transferência para a malha de potência reativa e tensão v_{C f q,d}s Tensão ideal para o controle de tensão

v_Cq,ds∗ Tensões de referência do capacitor do filtro

vs∗_{f Cq,d} Tensões de referência geradas pela estrutura de máquina síncrona vir-tual

v∗_{f1, f 2, f 3} Tensões de referência impostas ao inversor VSI vpv,min Tensão mínima do Painel fotovoltaico

v_n Tesão nominal do controle por decaimento wmin Variação minima da frequência da rede elétrica

ws Frequência da rede

w∗ Frequência nominal da rede

w_n Frequência nominal medida da rede w Velocidade angular do PLL

w_r Velocidade de uma máquina elétrica w_{re f} Velocidade da máquina síncrona virtual w_PLL Frequência do PLL em rad/s

w_maq Frequência de uma máquina elétrica ˆ

w_{re f} Variação mínima da velocidade da máquina síncrona virtual ˆ

wmaq Velocidade em rad/s para em uma análise de pequenos sinais

ˆ

wg Variação mínima da frequência da rede

ˆ

W_{re f}(s) Função de transferência da malha de potência ativa e frequência Xs Grandeza no referencial estacionário

Xe Grandeza no referencial síncrono X Variável utilizada para representação

X_n Variável utilizada para uma representação em um valor nominal ˆ

X Representação de uma varição mínima Xgen variáveis genéricas

X_abc Referencial natural X_dqs Referencial estacionário X_dqe Referencial síncrono

Z_c(s) Impedância da função de transferência do capacitor do barramento CC Z_g Impedância de conexão da rede elétrica

Z_v(s) Numerador de uma função de transferência genérica de primeira ordem Z Impedância genérica entre duas fontes

δ Ângulo de carga

θMaq ângulo gerado pela máquina síncrona virtual

θPLL ângulo gerado pelo PLL

ξ Coeficiente de amortecimento

α0,1,2 contantes para calculo do controlador DSC

∆ipv Variação da corrente do indutor do boost

∆w Variação da frequência da rede elétrica

∆E Variação da tensão da rede elétrica

∆P Variação da potência ativa ∆Q Variação da potência reativa

ˆ

δ Angulo de carga para uma análise de pequenos sinais ˆ

δre f Variação mínima do angulo de carga

Lista de Abreviaturas e Siglas

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica CA Corrente Alternada

CC Corrente Contínua CCM Current Control Mode CPD Controle por Decaimento CS Conversor Síncrono DSP Digital Signal Processor

DFIG Doubly Fed Induction Generator DSC Dual Sequence Controller DG Distributed Generation FP Fator de Potência GD Geração Distribuída GSV Gerador Síncrono Virtual HVDC High Voltage Direct Current HCM Hibrid Control Mode

IS Inversor Sincronizado

IEEE Industrial of Electrical and Electronics Engineers

LEIER Laboratório de Eletrônica Industrial e Energias Renováveis MME Ministério de Minas e Energias

MSV Máquina Síncrona Virtual MPPT Maximum Power Point Tracker

PMSG Permanent Magnet Synchronous Generator PLL Phase Locked Loop

PV Photvoltaic System

PAC Ponto de Acoplamento Comum PSIM Power Simulator

PSS Power System Stabiliser PI Proportional Integral PWM Pulse Width Modulation

PSCAD Power systems Computer Aided P&D Pesquisa e Desenvolvimento

P&O Pertubar e Observar

RTDS Real Time Digital Power System Simulator SEP Sistema Elétrico de Potência

SIN Sistema Interligado Nacional

SRF-PLL Synchro- nous Reference Frame Phase-locked-loop SGD Sistema de Geração Distribuída

SHVDC Sincroverter Higth Voltage Direct Current THD total harmonic distorcion

VSI Voltage Source Inverter VCM Voltage Control Mode

Capítulo 1

Introdução

O sistemas elétrico de potência (SEP) possui como principal objetivo gerar e fornecer energia elétrica a consumidores industriais, urbanos e rurais, levando em consideração princípios básicos como segurança e confiabilidade. No Brasil, a geração de energia elé-trica é provida, na sua grande maioria, por usinas hidroeléelé-tricas. No entanto, a limitação das bacias hidrográficas e as atuais restrições ambientais limitaram a sua expansão (MME; EPE, 2007). Dessa forma, para promover o desenvolvimento e atender às necessidades de uma sociedade eletro-intensiva, se mostra oportuno a utilização de fontes de energias renováveis, tais como eólica e solar. Geralmente, estas fontes são instaladas próximos aos consumidores finais, segundo o conceito de Sistemas de Geração Distribuída (SGD). De acordo com Blaabjerg e Ma (2017), 3,7% da energia elétrica global foi gerada a par-tir sistemas eólicos entre 2010 e 2016, alcançando uma potência instalada de 487 GW. Já os sistemas de geração fotovoltaicas obtiveram um total de 295 GW no final de 2016 (FORMICA; KHAN; PECHT, 2017). No Brasil, de acordo com ANEEL (2017) e MME (2017), a capacidade instalada total da geração de energia elétrica atingiu 154 GW no mês de agosto de 2017. Na Figura 1.1 é apresentada a distribuição da geração de energia elétrica brasileira de acordo com a fonte primária utilizada. Nota-se que 7,4 % da energia elétrica gerada é proveniente de fontes renováveis do tipo eólica e solar, além disso, a parcela composta pela geração de energia eólica é representa 7,2 % da energia elétrica gerada. Isso ocorre devido a capacidade dos aerogeradores, estes, que na grande maioria dos casos, comportam capacidades de geração superiores a MW de potência gerada. Ape-sar do crescimento das instalação de sistemas eólicos e solares, as centrais hidroelétricas ainda comportam uma maior capacidade de geração de energia elétrica, ou seja, 64,5 % to total instalado, como ilustrado na Figura 1.1.

No Brasil, as conexões de novas fontes de geração são feitas ao SEP através do Sis-tema Interligado Nacional (SIN), composto principalmente por usinas hidrelétricas distri-buídas em dezesseis bacias hidrográficas nas diferentes regiões do país (ANEEL, 2008).

CAPÍTULO 1. INTRODUÇÃO 2

Nos últimos anos a instalação de usinas eólicas e solares, principalmente nas regiões Nordeste e Sul, apresentou um forte crescimento, aumentando a sua importância no aten-dimento do mercado de energia elétrica (ONS, 2017). Geralmente, os sistemas de geração eólica e solar são conectados na rede através de conversores de potência que viabilizam o fornecimento da energia gerada pela fonte primária de forma controlada. Os sistemas de geração que utilizam fontes renováveis possuem características intermitentes, com fluxo de potência descontínuo com variações bruscas em curtos intervalos de tempo (SERBAN; ORDONEZ; PONDICHE, 2017). Gás Natural 8,5% Eólica 7,2% Hidraúlica 64,5% Térmica 28,1% Solar 0,2% Biomassa 9,2% Petróleo 6,6% Carvão 2,4% Nuclear 1,3% Outros 0,1%

Figura 1.1: Capacidade energética brasileira no mês de agosto de 2017.

Como esses sistemas são conectados na rede elétrica a partir de conversores de potência, a potência é fornecida de forma rápida e estática, ou seja, todo comportamento da fonte primária de geração é replicado na rede elétrica. Dessa forma, com muitos SGDs cone-tados à rede o sistema elétrico ficará sujeito a sofrer variações de tensão e frequência e replicá-los de forma igualitária (BASLER; SCHAEFER, 2008). A partir disso, o sistema completo será um conjunto interligado de SGDs, e que cada SGD, de origem eólica ou solar, deve ser responsável para manter as características de tensão e de frequência nomi-nais no ponto de acoplamento comum (PAC) para assegurar a continuidade na geração de energia elétrica.

Nos sistemas de geração a partir de geradores síncronos, a variação da potência for-necida pela fonte não é entregue de forma instantânea. Diferente dos sistemas de geração renováveis, os geradores síncronos, devido a inércia presente no rotor e não utilização de inversores para a conexão com a rede elétrica, entregam sua potência de forma suave sem exercer alterações bruscas de tensão e de frequência no PAC (BASLER; SCHAE-FER, 2008). Desse modo, a interação entre os conversores de potência presentes nos sistemas renováveis e o comportamento destes sistemas é estudada afim de replicar

nes-CAPÍTULO 1. INTRODUÇÃO 3

ses conversores um comportamento similar ao existente em geradores síncronos. Para essa finalidade são feitas alterações nas estruturas de controle pré-existentes em sistemas renováveis. Geralmente, a estrutura de controle empregada a um sistema renovável pode ser feita no modo fonte de corrente ou fonte de tensão (LI; HE, 2014). Em ambos os casos, quando utilizado, o controle de tensão pode ser imposto de modo direto, ou seja, uma única malha de tensão, ou no modo cascata com uma malha interna de controle de corrente (BOSE, 2017). Entretanto, essas estratégias de controle não modificam o com-portamento do conversor, fazendo com que o mesmo ainda ofereça um nível de potência rápido e estático a variações da fonte primária ou do PAC, sendo este comportamento um dos principais agravantes para o uso desses tipos de sistemas em larga escala.

Tipicamente, o método comum de controle aplicado a sistemas de geração eólica e solar tem por objetivo extrair a máxima potência destas fontes e então entregá-la à rede elétrica (BOSE, 2017). A inserção de poucas unidades de geração renovável à rede elé-trica não implica em danos severos a estabilidade do sistema, pois os geradores síncronos convencionais podem atuar como sistemas reguladores e garantir a estabilidade. Entre-tanto, se o nível de penetração desses sistemas crescer muito, os geradores convencionais podem não ser suficientes para manter a estabilidade do sistema (ZHONG, 2016), pois características como tensão e frequência no PAC não serão impostas apenas por esses geradores, sendo impostas também pelos SGDs podendo ocasionar variações de tensão, variações de frequência e oscilações entre sistemas conectados em um mesmo PAC . Para contornar esse problema, é necessário controlar os conversores de forma que os mesmos possam oferecer estabilidade e segurança ao sistema.

Uma possibilidade para viabilizar a estabilidade é aproximar o comportamento do conversor de um sistema renovável à um gerador síncrono, ou seja, inserir no conversor de potência características inerciais semelhantes as existentes em uma máquina síncrona convencional, provendo a continuidade de tensão, frequência e a possibilidade de operar de forma isolada da rede elétrica. Esta nova maneira de operar um conversor é referen-ciada na literatura, em sua grande maioria de trabalhos, como máquina síncrona virtual (MSV) ou gerador síncrono virtual (GSV) (ZHENG et al., 2018). Há ainda outras no-menclaturas, tais como conversores síncronos (CS) (XIONG et al., 2016), inércia virtual e controle por decaimento (CPD) (SOLANKI et al., 2016) (TAYAB et al., 2017). Dentre essas nomenclaturas a principal diferenças entre esse sistemas é a forma como os mesmos são empregados na estrutura primária de controle de um sistema renovável intermitente e não despachável. Em uma estrutura primária de controle predomina o controle de tensão e de corrente. O controle de corrente não garante tensão constante no PAC, ou seja, essa tensão dependerá diretamente das características da rede a qual o sistema renovável for

CAPÍTULO 1. INTRODUÇÃO 4

conectado. Por outro lado, o controle de tensão garante a tensão PAC, contudo, a impo-sição dessa tensão depende diretamente da capacidade de geração da rede elétrica. Ou seja, em uma rede elétrica de alta capacidade de geração é comum ser considerada um barramento infinito no qual a mesma irá impor a tensão no PAC. Além disso, por mais que o controle de tensão tente impor um tensão ideal no PAC, a utilização apenas desses controle não permite a operação em modo desconectado da rede elétrica, pois não mantém a frequência (rad/s) no PAC constante.

Tendo em vista as limitações das estruturas de controle tradicionais (controle de tensão e/ou controle de corrente) e o crescimento das instalações de sistemas de geração de energia elétrica oriundos de fontes eólicas e solares, as estruturas de MSV (ou GSV), CS, inércia virtual e CPD visam o controle do fluxo de potência entre uma rede primária, ou SGD, e o PAC, assim como operação em modo ilhado e conectado à rede elétrica. Por sua vez, as estruturas podem se adequar ao controle de tensão e de corrente, gerando uma tensão de referência e uma frequência de referência, como os métodos de MSV e CDP ou substituir completamente a estrutura de controle tradicional, ou seja, o CS. O CS não utiliza os controles de tensão e de corrente tradicionais, sendo esse método o mais similar a uma máquina elétrica por associar diretamente os parâmetros construtivos de um sistema renovável frente aos parâmetros construtivos de uma máquina elétrica. Por outro lado, há métodos que incluem uma pequena parcela aos sistemas de controle convencionais, como é o caso da inércia virtual. A inércia virtual, se caracteriza por impor uma parcela as variáveis de referência de tensão e de corrente ao sistema de controle tradicional empregado em fontes intermitentes e não despacháveis.

1.1

Motivação

A grande inserção de conversores conectados à rede elétrica pode comprometer a estabilidade total e a qualidade de energia do SEP. A utilização de estratégias de controle que visem garantir as características de operação em tensão e frequência nominais têm se tornado objetivo das pesquisa em aplicações de sistemas de geração de energia elétrica conectados à rede elétrica por meio de conversores de potência. As estratégias de controle tradicionais aplicadas aos sistemas renováveis não garantem a continuidade do sistema durante longas variações provenientes do comportamento da fonte de geração ou de outras fontes externas. Dessa forma, a implementação de estratégias de controle baseadas em MSV visam suavizar o comportamento dos sistemas de geração renovável, oferecendo uma notável melhora na estabilidade e na qualidade de energia elétrica gerada por estes sistemas, além disso, os métodos de MSV possibilitam a operação em modo desconectado

CAPÍTULO 1. INTRODUÇÃO 5

da rede elétrica.

1.2

Objetivos

O objetivo geral deste trabalho é realizar a implementação de uma estratégia de con-trole baseada em máquina síncrona virtual, aplicada a sistemas fotovoltaicos conectados à rede elétrica trifásica. Os objetivos específicos são:

• Estudar os modelos de máquinas síncronas virtuais aplicados a sistemas de geração fotovoltaicos.

• Implementar a adequação do conceito de máquina síncrona virtual na estrutura con-vencional de controle do sistema fotovoltaico trifásico.

• Avaliar, por meio de estudos teóricos, o sistema de controle implementado mediante variações da fonte primária de geração;

• Avaliar o sistema de controle implementado por meio da operação do sistema foto-voltaico em modo isolado da rede elétrica;

• Implementar em plataforma de simulação a estratégia de controle proposta em uma planta fotovoltaica trifásica.

1.3

Contribuições

As principais contribuições são:

• Modelo matemático de uma estrutura de controle baseada em uma máquina elétrica aplicada a conversores de potência;

• Análise do sistema de controle implementado frente ao comportamento intermitente dos conversores e características da impedância de conexão entre os sistemas de energias renováveis e o sistema elétrico.

Com relação às publicações dos resultados obtidos no decorrer deste trabalho, na Ta-bela 1.1 apresenta-se o artigo publicado em anais de seminário.

Tabela 1.1: Artigos publicados em anais de seminário.

Seminário Título Autores

Seminar on Power Electro-nics and Control - SEPOC 2018

Inércia Virtual e Controle por Decaimento em Sistemas Foto-voltaicos Trifásicos∗∗

Dantas, E. S.; Ribeiro, R. L. A.; Alves, D. K.; Fon-seca, T. Q.; Rocha T. O. A. **Publicado.

CAPÍTULO 1. INTRODUÇÃO 6

Além disso, durante o mestrado, o autor participou na elaboração de três artigos em anais de congresso, conforme apresentado na Tabela 1.2.

Tabela 1.2: Artigos produzidos em parceria.

Anais de congresso Título Autores

Congresso Brasileiro de Automática-CBA 2018

Avaliação do impacto harmô-nico de corrente devido aà inser-ção de sistemas fotovoltaicos à rede elétrica∗∗ Nunes, E. A. F.; Silveira, L. F. Q.; Alvez, D. K.; Dantas, E. S.; Pessoa, G. A. P. C. A. Congresso Brasileiro de Automática-CBA 2018

Controle de potência de siste-mas fotovoltaicos utilizando a técnica de impedância virtual∗∗

Fonseca, T. Q.; Ribeiro, R. L. A.; Costa, F. B.; Rocha T. O. A.; Dantas, E. S. Conferência Brasileira

so-bre Qualidade da Energia Elétrica-CBQEE 2017

Controle de potência de siste-mas fotovoltaicos utilizando a técnica de impedância virtual∗∗

Alvez, D. K.; Costa, F. B.; Ribeiro, R. L. A.; Nunes, E. A. F.; Nolasco, A. H. S.; Dantas, E. S.

Brasilian Power Electronics Conference -COBEP 2017

Impact of PV system on mi-crogrids under different levels of penetration and operational scenarios∗∗ Nunes, E. A. F.; Alvez, D. K.; Dantas, E. S.; Rocha, T. O. A.; Ribeiro, R. L. A. Costa, F. B. **Publicado.

1.4

Metodologia

O trabalho proposto nesta dissertação de mestrado foi desenvolvido de acordo com a seguinte metodologia:

• Levantamento bibliográfico do estado da arte dos principais esquemas de controle utilizados na implementação do controle baseado em MSV;

• Estudos de modelos dinâmicos da MSV adequada a estrutura do sistema de geração fotovoltaicos;

• Definição da estrutura de controle adequada à aplicação e definição da metodologia de projetos dos controladores;

• Implementação de uma plataforma de simulação com o sistema de controle pro-posto baseado em MSV, utilizando software PSIM (do inglês, Power Electronics Simulation).

CAPÍTULO 1. INTRODUÇÃO 7

1.5

Organização do Trabalho

Esta dissertação está organizada da seguinte maneira:

• No capítulo 2 é apresentado um levantamento do estado da arte referente aos mo-delos de máquina síncrona virtual e suas aplicações em sistemas sistemas de gera-ção distribuída conectados à rede elétrica.

• No capítulo 3 são apresentados detalhes sobre a conexão de um sistema fotovol-taico à rede elétrica a partir de um conversor trifásico.

• No capítulo 4 é discutida a estrutura de controle empregada ao sistema e as modi-ficações necessárias para inserção do conceito de máquina síncrona virtual.

• No capítulo 5 são apresentados os resultados de simulação da estrutura de controle proposta.

• No capítulo 6 são apresentadas as conclusões obtidas durante a realização deste trabalho e atividades futuras condizentes com essa dissertação.

Capítulo 2

Estado da Arte

Devido ao crescimento da geração de energia elétrica a partir de fontes renováveis é preciso estratégias de controle mais eficazes para atuar na continuidade do sistema elé-trico. Nesta direção, estratégias de controle baseadas em MSV vem ganhando um cres-cente interesse no meio científico (SERBAN; ORDONEZ; PONDICHE, 2017).

As fontes intermitentes de energia elétrica, como eólica e solar, utilizam conversores de potência para injetar potência na rede elétrica (ARBOLEYA et al., 2015). Os conver-sores de potência são utilizados como meio de interconexão entre essas fontes e a rede elétrica. Já na forma de geração de energia elétrica tradicional, os geradores síncronos, que são conectados diretamente à rede elétrica, convertem a energia mecânica em energia elétrica, cuja a dinâmica depende de suas características construtivas. No caso de sis-temas fotovoltaicos, as suas dinâmicas são de natureza elétrica e dependem diretamente dos parâmetros construtivos dos conversores de potência (ZHONG; WEISS, 2011), uma vez que características como a intermitência e não despachabilidade são decorrentes de fatores externos à esses sistemas, que, por sua vez, impossibilitam uma mudança efetiva no comportamento dos sistemas renováveis oriundos de fontes eólicas e solares.

O conceito de emulação do modelo de uma máquina elétrica em um conversor de potência foi inicialmente apresentado por Beck e Hesse (2007) e logo depois aprofundado por vários autores (ZHONG; WEISS, 2011), (WANG; HU; YUAN, 2015), (XIONG et al., 2016), (CHEN; XU; HUANG, 2017), (BOLZONI et al., 2018). Segundo Zhong e Weiss (2011), uma MSV é composta por uma parte de potência, que são os componentes responsáveis pela conversão de potência e da medição das variáveis utilizadas no controle do sistema (sensores, filtros de conexão, entre outros) e a parte de processamento (DSP, do inglês Digital Signal Processor e RTDS, do inglês, Real Time Digital Simulator), que atua na aquisição de dados de tensão e corrente de sistemas. Em geral, estruturas de MSV pode se comportar como fonte de tensão ou fonte de corrente. Tratando-se de fonte de corrente, o conversor irá operar a partir de uma corrente de referência e, como um gerador síncrono

CAPÍTULO 2. ESTADO DA ARTE 9

convencional, apresentará uma inércia virtual e um fator de amortecimento. Como fonte de tensão, o conversor irá operar a partir das tensões geradas pela estrutura de MSV apresentando características como a inércia virtual, coeficiente de atrito, indutância de campo e indutância mútua (ZHONG; WEISS, 2011). A partir disto, utilizar um modelo de MSV como fonte de tensão é mais seguro por apresentar mais características presentes nos geradores e também pelos sistemas de distribuição atuais que, em sua maioria, são composto por fontes de tensão (ZHONG; WEISS, 2011).

Segundo Xiong et al. (2016), os métodos para emular uma MSV podem ser divididos em: i) conversores síncronos, ii) MSV e iii) inércia virtual, sendo que, em alguns casos, os conceitos de controle por decaimento e impedância virtual são utilizados na implemen-tação da MSV. No entanto, impedância virtual é um assunto amplo e não é abordado neste trabalho. As aplicações de MSV podem ser divididas, em sua maioria, em: i) estabiliza-ção de frequência e tensão e ii) auto balanço de potência.

2.1

Controle por Decaimento

O controle por decaimento baseia-se na relação de proporcionalidade entre a variação das potências ativa/reativa e as variações de frequência/tensão. A partir disto, o controle por decaimento atua regulando a potência ativa por meio uma variação de frequência e potência reativa a partir de uma variação de tensão (D’ARCO; SUUL, 2014a). A ideia básica da utilização do controle por decaimento é fornecer variações das potências ativa e reativa a partir das variações de frequência e tensão do sistema (D’ARCO; SUUL, 2014a). Além disso, por ter atuação de proporcionalidades, um alto valor de ganho aplicado ao controle por decaimento melhorará a estabilidade do sistema a variações de carga no PAC, contudo, faz com que os valores de tensão e frequência oscilem mais rapidamente em torno do seu valor nominal.

Os esquemas de controle por decaimento são propostos de diferentes maneiras (TAYAB et al., 2017). Sun et al. (2017) propuseram uma comparação entre a utilização de controle por decaimento e impedância virtual para manter sinais de tensão e frequência no PAC estáveis. O sistema utiliza um filtro LCL acoplado a um conversor e este conectado a uma fonte de tensão. Para validar os resultados, Sun et al. (2017) simularam um sistema com três SGDs conectados a um PAC. Neste sistema foram impostas variações de potência no PAC e os resultados experimentais apresentaram uma similaridade com os resultados de simulação. A utilização apenas do controle por decaimento apresentou resultados oscila-tórios de potência e de frequência a variações de carga no PAC. O método de controle por impedância virtual no trabalho apresentou uma pequena oscilação e um alto overshoot

CAPÍTULO 2. ESTADO DA ARTE 10

e, por fim, a estratégia de controle por decaimento proposta por Sun et al. (2017) não apresentou oscilações estabilizando o sistema de forma suave a cada transição de carga no PAC. No entanto, o sistema utiliza uma fonte de tensão para emular um sistema re-novável. Usualmente, em sistemas renováveis o barramento CC não é implementado por uma fonte de tensão, mas sim por capacitores que são carregados a partir da cogeração. Nesses sistemas ocorrem variações da potência fornecida, dessa forma o método proposto por Sun et al. (2017) necessita de modelos matemáticos para aferir também o controle da potência entregue por estes sistemas durante a variações potência provenientes da fonte primária de geração.

Um grupo composto pela conexão de cargas e pequenas fontes de geração compõem uma microgeração (ANEEL 482). Uma microgeração deve operar de forma paralela e, em caso de faltas ou perda total da estabilidade, a mesma deve estar apta a ser desco-nectada e trabalhar isoladamente (ARBOLEYA et al., 2015),(SUJIL; KUMAR, 2016). No entanto, gerenciar micro gerações (fontes renováveis e/ou fontes de armazenamento) durante a transição entre o processo de ilhamento e a reconexão com à rede se torna um grande desafio (SOLANKI et al., 2016), (KATIRAEI et al., 2008). A partir disso, So-lanki et al. (2016) propuseram um controle por decaimento virtual em uma micro geração para manter estáveis: tensão e frequência, balanço de potência e operação do sistema mediante fatores adversos como perda de comunicação e/ou sabotagem. A estrutura uti-lizada é comparada com as técnicas convencionais de controle por decaimento. Solanki et al. (2016) dispuseram de um sistema experimental composto por um gerador a gás de 100 kW, uma bateria de 56 kWh, um conversor de 250 kW e um banco de carga de 100 kW. Quando está operando em modo ilhado, o sistema se comporta como fonte de ten-são utilizando como fonte primária o sistema de armazenamento. Os resultados descritos apresentam valores de variação de frequência e potência dentro dos limites aceitáveis ci-tados pelos autores, no entanto, a partir de uma variação brusca de frequência o sistema perde a estabilidade, sendo necessário o uso do armazenamento para manter o sistema em atuação. Ou seja, para que o sistema trabalhe isoladamente é necessário um banco de baterias, e além disso ao usar um gerador a gás, características presentes em geradores convencionais são reproduzidas oferecendo à rede uma margem prévia de estabilidade. Dessa forma, é interessante aplicar o método de controle por decaimento virtual a siste-mas de geração que utilizem fontes renováveis, para analisar as respostas de frequência e tensão a variações de potência oferecida por estes sistemas.

Em uma alta penetração de fontes intermitentes de energia é comum que ocorram constantes flutuações de tensão no PAC (XIE Z. XU; WONG, 2013). As estruturas con-vencionais de controle por decaimento, que imitam a operação paralela de geradores

sín-CAPÍTULO 2. ESTADO DA ARTE 11

cronos, podem resolver este problema, contudo, essas estruturas adotam ganhos fixos que, em casos de alta penetração, não apresentam um bom desempenho (LI; P.WONG, 2017). Li et al. (2018) propuseram um controle por decaimento com ganhos variáveis para atuar em sistemas de alta penetração. A estrutura de controle proposta pelos autores é consti-tuída de uma malha de potência reativa com ganho variável para reduzir as flutuações de tensão no PAC. A partir da capacidade do sistema de geração os autores inserem ou con-somem reativo da rede elétrica para evitar as flutuações. Os autores validaram o método por meio de simulações em um conjunto de sistemas interconectados com potência de 2 MW. Os resultados apresentados demonstraram que foi capaz reduzir a flutuação da ten-são no PAC para 0,02 PU com um consumo de reativo de 0,431 MVar frente a 1,02 PU e 1,497 MVar ao utilizar as estruturas convencionas e a mesma estrutura com ganhos fixos. No método de controle por decaimento proposto não é referenciada a potência ativa, nem a conexão de cargas no PAC, uma vez que essas características influenciam na tensão do ponto de acoplamento, podendo atuar negativamente no método.

Geralmente, em sistemas de geração que não possuem comunicação são utilizadas es-truturas de controle por decaimento, visando a operação estável a transientes (PLANAS A. GIL-DE-MURO; ALEGRIA, 2013). É comum que os SGDs não apresentem con-dições ideais para a utilização do controle por decaimento devido a sua conexão à rede elétrica apresentar características resistivas que, por sua vez, influenciam diretamente nos métodos de controle por decaimento (YU A. M. KHAMBADKONE; TERENCE, 2010). Para reduzir esse efeito resistivo são utilizados transformadores de acoplamento, contudo, tais transformadores encarecem e geram não linearidades no sistema, dificultando seu mo-delo e, consequentemente, sua estrutura de controle (MAHMOOD; JIANG, 2015). Bol-zoni et al. (2018) propuseram uma estrutura de controle por decaimento utilizando uma impedância virtual adaptável para modelar a impedância do ponto de conexão. Os au-tores validaram o método por meio de uma estrutura experimental constituída por único inversor conectado à rede elétrica. O testes experimentais consistiram na observação dos níveis de variação das potências ativas e reativas no PAC ao serem impostas variações de tensão e frequência no sistema. Um equipamento para a aferição da impedância da rede elétrica e então adição da impedância virtual foi utilizado pelos autores. Para variações de frequência e de tensão no PAC obteve-se resultados satisfatórios com baixos níveis de oscilação. É importante notar que foi utilizado um equipamento para aferição da impe-dância online no PAC, implicando em um gasto adicional empregado ao método, contudo, os trabalho proposto por Bolzoni et al. (2018) apresentou resultados satisfatórios.

CAPÍTULO 2. ESTADO DA ARTE 12

2.2

Conversores Síncronos

Segundo Zhong e Weiss (2011), um CS é um modelo de MSV equivalente a um gera-dor síncrono com um pequeno banco capacitor conectado em paralelo com os terminais do estator. Um CS pode ser divido em duas partes: uma parte elétrica e uma parte me-cânica. Ou seja, o filtro (L,LC ou LCL) e o conversor de potência utilizado em sistemas intermitentes representam os enrolamentos e a característica construtiva de uma máquina quanto ao tipo de polos (lisos ou salientes). Por sua vez, emulação das características inerciais é viabilizada pela dinâmica do barramento de corrente contínua (CC) do con-versor no qual este representa o rotor de uma máquina elétrica. A proposta do CS parte das equações mecânicas de uma máquina síncrona apresentando suas vantagens e des-vantagens (ZHONG; WEISS, 2011). Entretanto, por não ser uma estrutura física, o CS pode utilizar em seu modelo matemático valores variáveis de inércia e atrito otimizando o modelo virtual implementado.

Zhong e Weiss (2011) emulam um CS utilizando uma fonte de tensão CC para emular um sistema de geração renovável. A fonte de tensão é conectada a um conversor trifásico por meio de uma capacitor de acoplamento. A saída trifásica do conversor é conectada na rede elétrica a partir de um filtro de conexão LC e a impedância deste filtro representa a impedância do estator do CS proposto por Zhong e Weiss (2011). É utilizado um PLL (do inglês, Phase Locked Loop ) para a sincronização com a rede elétrica e o controle por decaimento é aplicado no controle de potência ativa e reativa. O mecanismo de controle por decaimento é aplicado na potência ativa comparando o ângulo da rede e o ângulo gerado a partir do modelo de MSV implementado. A diferença entre o ângulo da rede e o ângulo gerado pelo CS é implementada a partir de um fator de ganho que caracteriza a implementação do controle por decaimento na estratégia de controle e sincronização utilizada por Zhong e Weiss (2011).

Em sistemas eólicos de geração que utilizam geradores de indução duplamente ali-mentado (DFIG, do inglês, Double Feed Induction Generator) e geradores síncronos de imã permanente (PMSG, do inglês, permanent magnet synchronous generator) é neces-sária a utilização de conversores back-to-back para a conexão com à rede elétrica. Esses sistema back-to-back têm dois estágios de conversão, ou seja, CA/CC e CC/CA, diferente dos sistemas de geração solar que utilizam um conversor CC/CA. Várias estratégias têm sido propostas para o controle de retificadores, que consistem em alcançar um alto fa-tor de potência e uma forma de corrente completamente senoidal (DIXON; OOI, 1988), (ZHOU; WANG, 2003). No entanto, as estrategias de emulação de estruturas de MSV em conversores na condição de inversor podem ser aplicadas aos aos mesmo conversores

CAPÍTULO 2. ESTADO DA ARTE 13

na condição de retificadores. Ma, Zhong e Yan (2012) desenvolveram a mesma estru-tura de MSV aplicada a conversores no modo retificador utilizado o modelo de um motor síncrono para a implementação da estratégia de MSV. Diferente das estratégias conven-cionais, neste caso são necessárias duas malhas de controle, uma malha para controle de potência e uma malha para o controle da tensão de saída. A malha de controle de potência ativa resulta no ângulo para equação de campo de uma máquina elétrica, enquanto que a malha de controle de tensão do sistema é utilizada para gerar a excitação de campo do motor síncrono. A partir da análise proposta por Ma, Zhong e Yan (2012) conclui-se que um CS pode operar também com retificador.

Estratégias de emulação CS podem ser aplicadas a SGDs de baixa tensão. Atual-mente, a maior parte das conexões realizadas com os sistemas fotovoltaicos são enqua-dradas nesta configuração. Para que um PAC seja alimentado por dois SGDs de uma rede de baixa tensão é necessário que estes sistemas se mantenham estáveis. Dessa forma, Peyghami et al. (2017) emularam um CS para atuar em um sistema de baixa tensão com-posto por duas fontes renováveis e um PAC comum. O CS procom-posto é comcom-posto por uma estrutura de controle por decaimento a partir da inserção de uma fonte CA de baixa tensão na saída do conversor. A estrutura experimental utilizada é composta por dois converso-res buck-boost com uma tensão de saída de 400 V em conjunto com uma rede CA com frequência de 50 Hz. Para verificar a eficiência do método foi testado a dinâmica do sis-tema a variações de carga de 3,2 kW e 2 kW. Os resultados obtidos demonstra ram que a tensão de acoplamento é mantida em seu valor nominal mediante a variação de carga. Du-rante a reconexão de umas das fontes, a variação de frequência foi de aproximadamente 0,8 Hz. O método de sincronização com a rede utilizado foi comparado com um PLL convencional apresentando um melhor desempenho, reduzindo as oscilações de tensão e corrente geradas pelo processo de sincronização.

Semelhante a um gerador síncrono, o CS utiliza a indutância do filtro de conexão pra atuar da mesma forma que a indutância do estator de um gerador síncrono (ZHONG; WEISS, 2011). Contudo, segundo Natarajan e Weiss (2017), a proporção de valores entre a indutância do estator de um gerador síncrono e a indutância de um filtro de conexão diferem em uma proporção de 30 (unidades em PU). Dessa forma, pequenos indutores não apresentam resultados satisfatórios de estabilidade. A partir disto, Natarajan e Weiss (2017) atuaram na estrutura de controle inserindo um fator que resultará em uma elevação da impedância do filtro de conexão. Os autores atuaram também, por meio desse fator, inserindo capacitores virtuais aos capacitores do filtro que são responsáveis pela compen-sação de harmônicos provenientes de componentes CC da corrente entregue à rede. Para aferição do método, Natarajan e Weiss (2017) utilizaram uma plataforma experimental

CAPÍTULO 2. ESTADO DA ARTE 14

com potência de 5 kW e tensão no PAC de 220 V(rms). Os resultados obtidos apresen-taram uma variação mínima de potência ativa e reativa dada variações na tensão do PAC, elevando a margem de estabilidade do sistema.

A emulação de CS é mais frequentemente aplicada a redes CA. Além disso, o mo-delo do filtro de conexão e as redes trifásicas contribuem para aplicação de conversores síncronos em redes CA. Sistemas CC e CA devem operar em paralelo para melhorar a autonomia do sistema de geração de energia. Mediante isto, Aouini et al. (2016) propuse-ram um CS para operar em um sistema HVDC (do inglês, Higth Voltage Direct Current). Os autores utilizam dois conversores e uma linha de transmissão entre duas redes. Um conversor opera como gerador atuando na injeção de corrente enquanto que o outro con-versor, utilizado como retificador, atua na conexão com rede CC. Aouini et al. (2016) atribuem o termo SHVDC (do ingles, Sinchroverter Higth Voltage Direct Current) para referenciar um conversor síncrono operando em um sistema HVDC utilizando estruturas de controle por decaimento e auto balanço de potência. O sistema utilizado é composto por uma linha de transmissão de 200 km e uma potência de 400 MW entres as fontes CA, os resultados obtidos pelo SHVDC foram comparados com o método clássico de controle vetorial (HAMMAD; GAGNON; MCCALLUM, 1990) e apresentaram melhor desempe-nho quanto ao overshoot e amortecimento, garantindo estabilidade robusta a transientes imposto ao PAC. Após os teste, os autores concluíram que o SHVDC se mostrou efetivo apenas na atenuação do overshoot e suavização das oscilações quando comparado com o método vetorial clássico.

Sistemas de geração de energia elétrica que operam paralelamente são largamente es-tudados, além disso, para os sistemas renováveis, é crescente o interesse em sua expansão. Dessa forma, Zhong et al. (2018) propuseram um CS para operar em dois sistemas conec-tados ao mesmo PAC. A metodologia proposta é baseada em limitadores de frequência e tensão que tangenciam a resposta do sistema de controle em malha fechada à estabili-dade. A estratégia de CS foi validada em simulação por meio de dois sistemas idênticos que utilizam uma fonte de tensão, um conversor e um filtro LCL para conexão com a rede elétrica. São realizados dois senários, no qual o primeiro utiliza uma rede fraca e o segundo utiliza um rede forte. A variação máxima de frequência admitida é 0,5 Hz e 1,15 V para a tensão no PAC a transientes sofridos ou oferecidos pelos sistemas paralelos. Em ambos os casos, ao ocorrer uma variação da fonte primária a frequência apresentou uma variação de 0,2% em torno do seu valor nominal, enquanto que a tensão sofreu um aumento de 2%. Os autores concluem que o método proposto foi capaz de mantes ambos os sistemas operando dentro de um limar seguro, ou seja, 50,1 Hz e aumento de 2% na tensão do PAC durante eventos transitórios.

CAPÍTULO 2. ESTADO DA ARTE 15

2.3

Máquina Síncrona Virtual

Segundo Zhong e Weiss (2011), uma MSV difere de um CS por se comportar como uma fonte de corrente e por oferecer apenas caraterísticas de amortecimento e inércia virtual à rede. As vantagens em utilizar o modelo de MSV são: alto fator de inércia ofe-recida aos conversores, modelos de implementação simples, eliminação do uso de PLL em operações estáveis e operação em modo ilhado e conectado à rede (CHEN; XU; HU-ANG, 2017). Atualmente, os estudos para operações paralelas de fontes de geração estão focando em métodos mais eficientes e seguros para manter a estabilidade e continuidade do sistema. Chen, Xu e Huang (2017) propuseram uma estrutura paralela composta por uma rede CC e uma rede CA, modelando uma MSV para garantir a conexão e a esta-bilidade da rede CC no sistema CA. O Sistema proposto por Chen, Xu e Huang (2017) inclui regulação de frequência, controle por decaimento e sistemas estabilizadores de po-tência (PSS, do inglês, Power System Stabilizer). Os autores utilizaram uma plataforma comercial para aferir o modelo proposto executando cinco casos com diferentes modos de operação: modo ilhado, alteração do fator de amortecimento, variações de tensão e frequência da rede e variação da potência gerada. Em ambos os casos os resultados foram comparados com os modelos convencionais de MSV e apresentaram melhor desempe-nho quanto a estabilidade, amortecimentos a variações e conexões e desconexões com a rede. No entanto, ao conectar uma carga, sem utilizar o PSS, o sistema não ofereceu estabilidade e o desempenho de tensão e frequência decaiu gradativamente. Além do que, a carga conectada ao sistema era sempre mínima quando comparada com a potência da fonte, e em sistemas reais cargas minimas nem sempre são uma realidade. Chen, Xu e Huang (2017) não apresentaram resultados para o sistema isolado operando sem carga, já que sistemas renováveis apresentam características intermitentes de potência dificultando sua operação no modo isolado. Contudo, as características de inércia e estabilidade são fielmente demonstradas e comprovadas por Chen, Xu e Huang (2017).

Embora as utilizações de MSV tenham larga aplicação em sistemas trifásicos, é pos-sível também a implementação em sistemas monofásicos, mini sistemas domésticos (apa-relhos, baterias, etc) e carros elétricos (YILMAZ; KREIN, 2013). Suul, D’Arco e Guidi (2016) propuseram a implementação de um sistema monofásico bidirecional para carga e descarga de baterias utilizadas em carros elétricos. A estratégia é composta por três malhas de controle se dividindo em impedância virtual, controle de tensão e controle de corrente. Estruturas de controle por decaimento foram utilizadas e realizados testes de operação nos seguintes casos: variação de frequência, variação de potência e modo ilhado. Suul, D’Arco e Guidi (2016) utilizaram uma plataforma experimental de conexão

CAPÍTULO 2. ESTADO DA ARTE 16

CA/CC composta por uma fonte CA com tensão de 230 V(rms) e 3,3 kVA. Para oscilações de potência e frequência, o sistema apresentou resultados com variações em torno 2 V da tensão CC entregue à bateria oferecendo características de inércia e atrito ao barramento CC de conexão. Contudo, para rápidos modos de ilhamento o método proposto apresen-tou altas oscilações de frequência e decaimentos na tensão da bateria podendo acarretar um desgaste na vida útil da mesma.

Os sistemas de geração renováveis e os sistemas de armazenamento exercem função de auxilio mútuo, ou seja, o sistema renovável carrega o sistema de armazenamento e este fica responsável por inserir potência e, quando necessário, auxilar na estabilidade do con-junto. L. et al. (2014) propuseram uma estrutura variável de MSV aplicada a um gerador a gás e um sistema de armazenamento. A estrutura proposta atua com uma auto regulação de parâmetros da MSV implementada mediante uma variação de carga. O método tem por objetivo manter a carga da bateria em condições ideais e reduzir oscilações do sistema mantendo estáveis os valores de tensão e de frequência no PAC. O algoritmo de auto re-gulação proposto por L. et al. (2014) toma como base a variação de frequência no PAC para alterar o fator de amortecimento imposto na estrutura de MSV implementada. A me-todologia proposta foi avaliada em uma estrutura composta por um gerador a diesel de 38 kVA e 60 Hz, um gerador eólico de 50 kVA e uma frequência de tolerância para o sistema de 0,3 Hz. Dada uma variação de carga, o método proposto L. et al. (2014) apresentou um grau de estabilização cerca de 2,4 vezes mais rápido que o método sem o ajuste de auto regulação. A estratégia, sem a auto regulação, apresentou um decaimento de frequência de aproximadamente 0,6 Hz, enquanto que o método com regulação apresentou um decai-mento de aproximadamente 0,35 Hz. Ao conectar o sistema eólico e mantendo uma carga de 20 kW a auto regulação atuou, mantendo uma oscilação de frequência dentro do valor de tolerância especificado. Dessa forma, com base nos resultados experimentais, torna-se perceptível que a estratégia proposta foi capaz de regular frequência mediante variações de carga e inserção de outras fontes.

Na literatura, os modelos mais utilizados para emular uma MSV são constituídos por um modelo de 2a ordem referente a equação mecânica de uma máquina elétrica (D’ARCO; SUUL, 2014b), (D’ARCO; SUUL; FOSSO, 2015). Aplicações para modelos superiores ao de 2a ordem são proposto por Soni, Doolla e Chandorkar (2016) e Wang, Hu e Yuan (2015). Wang, Hu e Yuan (2015) apresentaram uma MSV baseada no controle de uma turbina eólica constituída por um gerador DFIG para oferecer contribuições de inércia a uma rede CA mediante a ocorrência de curto-circuitos. Os autores utilizam um sistema de simulação com potência 1,5 MW, tensão CC de 1150 V e frequência de 50 Hz. O resultados apresentaram um amortecimento na oscilação de frequência ao elevar o fator

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de amortecimento imposto virtualmente no gerador DFIG, além de reduzir as variações de potência ativa entregue pelo gerador. No entanto, o modelo proposto por Wang, Hu e Yuan (2015) não apresenta proteção para sobre corrente. O trabalho proposto por Soni, Doolla e Chandorkar (2016) caracteriza a conexão de fontes paralelas utilizando mode-los de alta ordem. No entanto, este modelo faz uso constante das medições de tensão para cada rede conectada e em um desbalanceamento de tensão, o autor não explicita ou apresenta maneiras para manter a estabilidade.

Alsiraji e El-Shatshat (2017) propõem uma comparação dos métodos MSV quanto a ordem da equação mecânica que modela o comportamento de uma máquina elétrica. Os modelos são simulados no Software PSCAD (do inglês, Power Systems Computer Aided Design) apresentando resultados de distorção harmônica a variações de carga no PAC. Os resultados referentes a potência ativa e frequência utilizando um modelo de alta ordem (superior ao de 2aordem) não apresentaram modificações acentuadas quando comparados com o modelo de 2a, apresentando uma pequena redução na oscilação, enquanto que a distorção harmônica foi bastante atenuada, cerca de 2 vezes quando comparada ao modelo de 2a ordem. Além disso, durante uma falta, o modelo de 2a ordem se manteve estável, enquanto que o modelo de alta ordem apresentou instabilidade. De acordo com os autores, um modelo de 2a ordem se torna mais robusto do que um modelo de alta ordem por oferecer maior grau estabilidade, amortecimento e auto balaço de potência.

Usualmente, os métodos de emulação de MSV são abordados considerando uma rede elétrica ideal, sem flutuações e/ou desbalanceamento das tensões no PAC. Essas caracte-rísticas melhoram os resultados, contudo, em alguns casos, os métodos de MSV apresen-tam comporapresen-tamento adverso quando são empregados os valores reais de uma rede elétrica. Por sua vez, os desbalanceamento de tensão resultam em componentes de sequência ne-gativa que impactam diretamente na oscilação da potência ativa, assim como a reativa no PAC. Tendo em vista as características previamente citadas e o surgimentos das compo-nentes de sequência negativa, Zheng et al. (2018) propuseram um estratégia de controle em cascata que prioriza o controle das componentes de sequência negativa. O esquema de controle é feito em cascata e subdivido em três malhas de controle, ou seja, potência, corrente e tensão. Os autores validam experimentalmente o método em uma estrutura composta por uma fonte CC, um conversor e um filtro LC para representar um sistema fotovoltaico. O sistema experimental tem uma capacidade de 15 KW e 5 KVAr. São analisados dois casos distintos: 1) desbalanceamento da fase a; 2) desbalanceamento das fases a e b. No caso 1, o método proposto reduziu o desbalanceamento de corrente de 30% para 5%. A flutuação de potência entre 100 W e 350 W foi reduzida para 190 e 210 W. A potência reativa teve o comportamento similar à potência ativa. No caso 2, o