CONSIDERAÇÕESSOBREAIMPLEMENTAÇÃODEUMSISTEMAFOTOVOLTAICODE
GERAÇÃODISTRIBUÍDAMULTIFUNCIONAL
DANILO I.BRANDÃO,FERNANDO P.MARAFÃO,MARCELO G.VILLALVA
UNESP – Universidade Estadual Paulista / Grupo de Automação e Sistemas Integráveis (GASI) Av. Três de Março, 511, Sorocaba, SP – Brasil – 18087-180
E-mails: daniloiglesiasb@yahoo.com.br, fmarafao@sorocaba.unesp.br, mvillalva@sorocaba.unesp.br
FERNANDO L.M.ANTUNES
UFC – Universidade Federal do Ceará / Grupo de Processamento de Energia e Controle (GPEC) Av. das Universidades, 2853, Fortaleza, CE – Brasil – 60020-181
E-mail: fantunes@dee.ufc.br
AbstractDistributed generation systems have been acquiring great importance mainly due to the increasing concern about en-vironment and the continuous growing of world energy demand. In this context, this paper presents results of studies and key considerations for the implementation of a photovoltaic distributed generation considering the various subsystems needed to de-velop such a system. In short, the proposed system contains photovoltaic modules; switched power electronics converters (unidi-rectional and bidi(unidi-rectional); islanding and re-closure function; protection, isolation, measuring and processing devices. The oper-ating modes of the bidirectional DC-DC converter will be discussed. This converter performs the interface between the battery bank and the DC link. It can work as a boost or as a buck converter depending on the needs of the system. The dynamic behavior of the DC-AC converter will also be analyzed. This converter performs the operating modes exchange (islanded or grid-tied), as well as the operating sub modes: day and night. The analyses are based on computer simulation using the PSIM simulation plat-form and, the islanded operation mode will be also validated by means an experimental test.
KeywordsBidirectional converter, Distributed generation, IEEE 1547, Microgrids, Photovoltaic, Smartgrids.
ResumoOs sistemas de geração distribuída têm atraído grande atenção em função da crescente preocupação com o meio ambi-ente e do contínuo aumento da demanda energética mundial. Neste contexto, este artigo apresenta os resultados de estudos e con-siderações fundamentais à implementação de um sistema fotovoltaico de geração distribuída, considerando-se os diversos subsis-temas necessários ao desenvolvimento de tal sistema. Em síntese, o sistema proposto contém módulos fotovoltaicos; conversores eletrônicos chaveados de potência (unidirecional e bidirecional); função de conexão e ilhamento e dispositivos de proteção, iso-lação, medição e processamento. Será discutido o funcionamento do conversor CC-CC bidirecional, que realiza a interface entre o banco de baterias e o barramento CC, o qual pode atuar como elevador ou abaixador, dependendo da necessidade do sistema. Também será analisada a dinâmica no conversor CC-CA ao realizar as trocas de modo de operação, conectado ou ilhado, assim como os submodos de operação diurno e noturno. Todas as análises serão realizadas por meio de simulações computacionais uti-lizando-se a plataforma PSIM e, o modo de operação ilhado também será validado por meio de um ensaio experimenta. Palavras-chaveConversor bidirecional, Fotovoltaico, Geração distribuída, IEEE 1547, Microrredes, Redes inteligentes.
1 Introdução
As fontes de energias renováveis vêm desempe-nhando um importante papel no cenário mundial, principalmente devido à crescente preocupação com o meio ambiente – efeito estufa e aquecimento glo-bal– e ao contínuo aumento da demanda energética. Neste contexto, os sistemas de geração distribuída despertam grande interesse, pois podem utilizar di-versos tipos de fontes primárias de energia, podem ser instalados próximos às cargas e atenuam as ne-cessidades imediatas dos governos em realizar inves-timentos onerosos na matriz energética (XuWei, 2009, Pomílio, 2011).
Um conjunto controlado de sistemas de geração distribuída e cargas locais pode ser denominado microrrede. Uma microrrede pode ser entendida como um pequeno sistema de energia elétrica contro-lável que pode, entre outras coisas, auxiliar as con-cessionárias no processo de despacho de energia, redução das perdas no processo de transmissão e correção de afundamentos de tensão. Pode ainda ser desconectado automaticamente do sistema de
distri-buição em casos de faltas elétricas ou intencional-mente, de acordo com a vontade do usuário (Lasse-ter, 2007 e Kroposki, 2008).
A energia fotovoltaica se destaca das outras fon-tes renováveis e limpas principalmente pelo fato de poder ser instalada rapidamente em comércios e residências, além de ser silenciosa e inesgotável (Barker, 2005). As principais desvantagens dos sis-temas fotovoltaicos são a baixa eficiência dos módu-los comerciais de silício cristalino, que atualmente está em torno de 15% e, o elevado custo de instala-ção, devido aos módulos e aos conversores eletrôni-cos.
Os sistemas de geração distribuída podem operar como sistemas autônomos e/ou sistemas interligados à rede elétrica. O primeiro tipo é fundamental para o processo de inclusão social, fornecendo energia elé-trica às propriedades que não têm acesso ao sistema de distribuição. O segundo tipo, que pode ser usado em zonas urbanas e densamente povoadas, é mais interessante por sua contribuição ao sistema elétrico nacional, pois pode aliviar os picos de demanda e as linhas de transmissão e de distribuição, que já ope-ram em sua capacidade máxima.
Figura 1. Diagrama de blocos do sistema fotovoltaico de geração distribuída multifuncional avaliado. Neste contexto, vale destacar que em abril de
2012, Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) aprovou a resolução que regulamenta e incentiva a microgeração e a minigeração distribuída de energia elétrica com fontes renováveis de pequeno porte (ANEEL, 2012). Além disso, a resolução cria no país um sistema de compensação de créditos, que deverá impulsionar a instalação e a disseminação de pequenos sistemas fotovoltaicos residenciais e co-merciais conectados à rede elétrica em todo o país.
Os sistemas fotovoltaicos de geração distribuída podem ter os seguintes componentes: módulos foto-voltaicos, conversor CC-CC, conversor CC-CA (in-versor), banco de baterias e rede elétrica de distribui-ção. Algumas estruturas de controle são importantes nesses sistemas, como o rastreamento do ponto de máxima potência, a função de conexão e ilhamento e as malhas de controle responsáveis por manter os níveis de tensão e de corrente dentro dos limites estabelecidos por norma.
Este artigo concentra-se sobre um sistema foto-voltaico de geração distribuída monofásico capaz de funcionar em dois modos distintos de operação, ilha-do e conectailha-do à rede, este último baseailha-do nas reco-mendações da norma IEEE 1547 e nas condições de operação da rede elétrica, vide Figura 1, (Carnieletto, 2011). Os dois modos de operação apresentam carac-terísticas bastante diferentes, principalmente ao se tratar da função do inversor e das estratégias de con-trole. Por exemplo, no modo de operação conectado o inversor funciona como fonte de corrente e, conse-gue regular a tensão no barramento CC. Por outro lado, no modo de operação ilhado o inversor trabalha como fonte de tensão e não regula o nível de tensão no barramento CC, sendo o conversor CC-CC res-ponsável por esta ação.
No modo de operação conectado há dois submo-dos de operação: diurno e noturno (Sung-Hun Ko, 2006a). No primeiro submodo há energia disponível nos módulos fotovoltaicos e o inversor fornece ape-nas potência ativa para as cargas. O conversor CC-CC elevador realiza o controle MPPT para extrair a máxima potência disponível. No segundo submodo
não há energia nos módulos e no banco de baterias e o inversor atua como filtro ativo paralelo, compen-sando parte dos distúrbios elétricos provocados pela carga e fornecendo fator de potência unitário para a rede elétrica de distribuição.
O objetivo principal do trabalho é apontar consi-derações e conclusões preliminares dos autores sobre o desenvolvimento de sistemas deste tipo, vislum-brando futuros trabalhos direcionados à implementa-ção experimental de um sistema semelhante. Assim, serão discutidas informações como: a importância da manutenção do balanço de potência nos barramentos do sistema; a necessidade da isolação elétrica, para evitar malha de terra; a detecção de ilhamento, para manter a segurança do usuário; as possíveis funcio-nalidades que podem ser agregadas ao sistema (tais como: priorização de cargas e funcionamento como filtro ativo, na ausência de irradiação solar e energia armazenada) e os transitórios que ocorrem ao permu-tar os conversores eletrônicos e as malhas de contro-le.
A seção 2 deste artigo apresentará as principais partes que constituem o sistema de geração distribuí-da estudistribuí-dado: modelo matemático do módulo fotovol-taico, conversores de potência e função de conexão e ilhamento. A seção 3 apresentará os resultados de simulação e discussões correspondentes. A seção 4 apresentará um resultado de ensaio experimental do conversor CC-CA do sistema e, finalmente, a seção 5 apresentará as conclusões do trabalho.
2 Descrição do sistema fotovoltaico de geração distribuída avaliado
O sistema fotovoltaico de geração distribuída es-tudado neste artigo e modelado por meio da plata-forma de simulação PSIM é composto por módulos fotovoltaicos modelados por equações matemáticas, banco de baterias, conversores eletrônicos chaveados de potência (unidirecional e bidirecional), função de conexão e ilhamento e dispositivos de proteção, isolação, medição e processamento.
2.1 Modelo do módulo fotovoltaico e MPPT
Um dispositivo fotovoltaico é um elemento ca-paz de converter energia solar em energia elétrica. Os principais dispositivos utilizados para este fim são as células fotovoltaicas, que ao serem agrupadas for-mam o chamado módulo fotovoltaico. Dependendo da tensão de saída e da potência nominal desejada para o sistema, os módulos fotovoltaicos podem ser agrupados em série e/ou em paralelo.
Existem diversos métodos de modelagem de módulos fotovoltaicos (Coelho, 2009; Farret, 2011 e Rauschenbach, 1980) propostos na literatura. Neste artigo, utilizou-se o modelo proposto em (Villalva, 2009, 2010), que apresenta bom compromisso entre simplicidade e precisão, sendo eficaz para simula-ções de eletrônica de potência.
A equação básica que descreve a curva caracte-rística I-V de uma célula fotovoltaica ideal é:
, = , − , .. ., − 1 (1)
tal que VPV e IPV são, respectivamente, a tensão e a
corrente de saída do dispositivo, Iλ é a corrente gera-da pela incidência gera-da luz (diretamente proporcional à irradiação solar), I0 é a corrente de saturação reversa,
T é a temperatura na superfície do dispositivo, q é a carga do elétron, k é a constante de Boltzmann e a é a constante ideal do diodo, normalmente considerada unitária.
Contudo, a equação (1) não representa a curva característica de um módulo fotovoltaico real. Para modelar um dispositivo prático, que possui resistên-cias internas, usa-se a equação (2):
= − + .. − 1
− + . (2)
sendo Vt=Ns.k.T/q que é a tensão térmica do módulo
com Ns células em série. Se o módulo é composto de
Np células em paralelo, então, IPV=IPV,cel.Np e
I0=I0,cel.Np. Rs é a resistência série equivalente do
módulo e está relacionada com a resistência da estru-tura física do módulo. Rp é a resistência paralela
equivalente do módulo e está relacionada basicamen-te com a correnbasicamen-te de fuga da junção p-n do mabasicamen-terial semicondutor das células fotovoltaicas.
Na prática, a resistência série é muito pequena, enquanto que a resistência paralela é muito elevada. Portanto, pode-se considerar que a corrente de curto-circuito nominal é praticamente igual à corrente do módulo fotovoltaico (Isc≈IPV). Uma melhoria deste
modelo com relação aos demais presentes na literatu-ra é a forma de calcular a corrente de satuliteratu-ração re-versa, que inclui os coeficientes de tensão (Kv) e de
corrente (Ki) na equação (3). = ## + !"
$ + %!"&⁄ & − 1 (3)
tal que Voc é a tensão de circuito aberto
disponibili-zada nos manuais dos fabricantes.
Uma vez que os manuais dos fabricantes dos módulos fotovoltaicos não fornecem todas as infor-mações necessárias para obter um modelo matemáti-co, alguns parâmetros, como Rs e Rp, devem ser
en-contrados por meio de um método de modelagem. Muitos autores têm proposto métodos para en-contrar os parâmetros do modelo matemático de um módulo fotovoltaico. O método proposto em (Villal-va, 2010) ajusta Rs e Rp de maneira iterativa, uma vez
que apenas um par de valores {Rs, Rp} satisfaz a
condição Pmax,m=Pmax,e=Vmax.Imax, tal que Vmax é a
tensão máxima nominal, Imax é a corrente máxima
nominal (ambas fornecidas pelo manual do fabrican-te), Pmax,m é a potência máxima calculada pelo
mode-lo I-V da equação (2) e Pmax,e é a potência máxima
experimental fornecida pelo manual do fabricante. O método iterativo, tem se mostrado simples e eficaz ao fornecer os parâmetros que encaixam perfeitamente o modelo dentro das características elétricas fornecidas pelo fabricante (tensão de circuito aberto, corrente de curto-circuito e ponto de máxima potência).
Como os módulos fotovoltaicos apresentam um ponto de operação de máxima potência, torna-se extremamente importante realizar o rastreamento deste ponto. Este rastreamento é denominado MPPT (maximum power point tracking). Existem diversas maneiras e algoritmos para realizar o MPPT (Cane-sin, 2010 e Esram, 2007), neste artigo foi escolhido o método da condutância incremental, o qual introduz variações na tensão e monitora a inclinação da tan-gente da curva característica da potência P-V do módulo.
2.2 Conversores eletrônicos chaveados de potência Para realizar as conversões de nível de tensão e estado da energia e regular a tensão e a corrente para níveis aceitáveis, três tipos de conversores eletrôni-cos chaveados de potência são empregados: conver-sor CC-CC elevador (boost) unidirecional, converconver-sor CC-CC elevador e abaixador bidirecional e conver-sor CC-CA em ponte completa bidirecional.
2.2.1 Conversor CC-CA
Dentre as várias opções para realizar a conversão do estado da energia do barramento CC para o estado CA da rede elétrica (YaosuoXue, 2004; Kjaer, 2005; Ortjohann, 2008 e Bradaschia, 2012), tem-se esco-lhido o inversor do tipo fonte de tensão com ponte completa bidirecional, mostrado na Figura 2, por causa da sua simplicidade de projeto e controle. Para o projeto do conversor CC-CA é importante definir dois parâmetros de projeto: potência nominal do sistema e nível de tensão CA. Para o estudo deste artigo a potência nominal definida é de 1,5kW, pois este é o valor de pico da potência de um sistema fotovoltaico capaz de suprir as necessidades diárias de eletricidade de uma residência popular brasileira. A tensão CA é a própria rede elétrica padrão do su-deste do Brasil, 127 V (60Hz).
O nível de tensão no barramento CC deve ser maior do que a tensão de pico da rede para que o sistema tenha capacidade de injetar corrente na rede. Isto devido ao fato do acoplamento à rede ser feito através de um indutor sobre o qual é realizado o controle em malha fechada da corrente. Para propor-cionar tensão instantânea sobre o indutor, e injetar corrente na rede, é necessário que a tensão CC na entrada do inversor seja superior ao valor de pico da tensão da rede na saída do inversor. Neste estudo foi empregada a tensão de 235 V no barramento CC, que mostrou-se adequada durante as simulações.
O filtro de saída do inversor, que tem por objeti-vo atenuar as distorções harmônicas de alta frequên-cia causadas pela comutação dos semicondutores pode ser escolhido de diferentes maneiras (Liserre, 2004; Liserre, 2006 e Michels, 2005). Neste trabalho adotou-se o filtro do tipo LC (Figura 1).
Deve-se destacar a importância da isolação elé-trica do sistema, uma vez que pode ocorrer curtocir-cuito por meio da interconexão do terra da rede elé-trica com o terra do conjunto dos módulos fotovol-taicos. Neste artigo utiliza-se um transformador de baixa frequência com relação de transformação unitá-ria na saída do conversor CC-CA.
Dependendo do modo de operação do sistema de geração distribuída, o inversor modifica completa-mente suas características e, consequentecompleta-mente, seu sistema de controle (Sung-Hun Ko, 2006b). No modo de operação conectado à rede elétrica o inversor trabalha como fonte de corrente, podendo injetar potência na rede elétrica ou consumir energia da rede para carregar o banco de baterias. Neste modo de operação o próprio inversor consegue regular o nível de tensão no barramento CC. No modo de operação ilhado, o inversor funciona como fonte de tensão, não podendo controlar o fluxo de corrente. Neste modo, torna-se impossível para o inversor realizar a regulação da tensão no barramento CC, uma vez que o sistema não tem mais interligação com a rede para poder retirar energia. Assim, o conversor CC-CC elevador fica responsável por regular a tensão no barramento CC.
2.2.2 Conversor CC-CC elevador
O conversor CC-CC é necessário para elevar e regular a tensão de saída dos módulos fotovoltaicos para o nível de tensão desejado no barramento CC e para realizar o controle MPPT nos módulos (Coelho, 2010). O conjunto de módulos fotovoltaicos e o con-versor CC-CC podem ser configurados de várias maneiras (Carbone, 2009 e Casaro, 2010), podendo variar o número de dispositivos eletrônicos e a con-trolabilidade do ponto de máxima potência de cada módulo.
Devido ao nível da tensão de saída da associação dos módulos fotovoltaicos considerado neste estudo (seis módulos em série, fornecendo 180V em circuito aberto na saída), escolheu-se a topologia elevadora de tensão (boost) convencional, vide Figura 2. Este conversor é responsável por regular o nível da tensão no barramento CC, em modo de operação ilhado, e
realizar o controle MPPT pela corrente que flui atra-vés do seu indutor, para ambos os modos de opera-ção do sistema. Para se conseguir o desejado, um sistema de controle multimalhas é empregado. Neste sistema a malha interna, mais rápida, realiza o con-trole de corrente e a malha externa, mais lenta, reali-za o controle de tensão.
2.2.3 Conversor CC-CC bidirecional
Na simulação do sistema, o banco de baterias foi modelado como uma fonte CC ideal com uma resis-tência série, possuindo capacidade infinita de forne-cer e armazenar energia. O conversor CC-CC bidire-cional escolhido, mostrado na Figura 3, pode ser definido como um conversor elevador e abaixador, pois trabalha como buck (usando T1 e D1) ou como boost (usando T2 e D2) (Carnieleto, 2011). É impor-tante destacar que o conjunto formado pelo banco de baterias e pelo conversor CC-CC bidirecional permi-te o funcionamento do sispermi-tema em modo de operação ilhado, uma vez que este conjunto realiza o balanço de potência entre módulos fotovoltaicos e cargas. Para o caso em que o sistema esteja ilhado e a de-manda da carga seja maior que a energia fotovoltaica disponível, uma seleção prioritária de cargas deverá acontecer. Este artigo não abordará estes casos.
O controle do conversor CC-CC bidirecional no modo elevador de tensão é semelhante ao controle do conversor CC-CC elevador situado entre os módulos fotovoltaicos e o barramento CC. Já no modo abai-xador utiliza-se um sistema de controle constituído apenas de uma malha de controle de corrente, pois a tensão do modelo do banco de baterias utilizado é constante.
Para gerar a referência de corrente para as ma-lhas de controle usa-se um algoritmo lógico de con-trole, o qual utiliza a potência disponível nos módu-los, advinda do algoritmo MPPT e a potência injeta-da pelo inversor. A diferença entre estas duas quanti-dades define a potência e a corrente de referência para o banco de baterias (Zhiling, 2008 e Xiong Liu, 2010).
Figura 2. Diagrama de blocos dos conversores CC-CC e CC-CA.
2.3 Descrição dos elementos passivos e controlado-res do sistema avaliado
O sistema apresentado neste trabalho utiliza três conversores eletrônicos: conversor CC-CC elevador unidirecional, conversor CC-CC elevador e abaixa-dor bidirecional e conversor CC-CA em ponte com-pleta bidirecional. Os conversores elevadores unidi-recional e do bidiunidi-recional são idênticos e possuem duas malhas de controle, uma de tensão e outra de corrente. Os controladores utilizados nestas malhas são do tipo 2, ou seja, possuem um zero e dois pólos, sendo um dos pólos na origem.
O conversor abaixador do bidirecional possui apenas uma malha de corrente, uma vez que a bateria foi modelada com o uma fonte ideal CC e, o contro-lador utilizado é baseado no regucontro-lador proporcional-integral (PI).
O conversor CC-CA tem duas estratégias de controle, uma para cada modo de operação. Quando ilhado apresenta apenas uma malha de tensão, com um controlador proporcional ressonante (P+RES) sintonizado até a décima primeira ordem. Quando conectado têm duas malhas de controle, uma de ten-são e outra de corrente. O controlador de tenten-são é um PI, enquanto que o de corrente é um proporcional ressonante sintonizado até a décima quinta ordem.
Os valores dos elementos passivos e dos ganhos dos controladores utilizados nos conversores são apresentados na Tabela 1. A metodologia de projetos dos elementos passivos e dos controladores será demonstrada em outro artigo dos autores.
2.4 Função de conexão e ilhamento
A detecção de ilhamento e reconexão pode ser realizada por três técnicas diferentes: passiva, ativa e remota (Sérgio, 2011). Cada técnica apresenta suas vantagens e desvantagens, como custo financeiro, precisão e tempo de atuação. Neste artigo, que tem o foco apenas sobre os conversores e seus sistemas de controle, optou-se pela detecção de ilhamento passi-va, que realiza um monitoramento nas quantidades da rede e do inversor, comparando-as com os limites estabelecidos pela norma IEEE 1547 (IEEE 1547, 2003 e IEEE Std. 1547-2, 2008).
Tabela 1: Valores dos elementos passivos e dos ganhos dos controladores do sistema implementado.
Elevador Abaixador Inversor
L=1mH C=2,35mF L=1mH C=4,7µF L=1,5mH C=2µF Controladores Tipo2V PII Ilhado Conectado P+RESV PIV K2=62 ωz=5 ωp=35 KP=1,21 KI=6050 KP=0,494 KI≈9200 h=1°...11° KP=1,6 KI=13,5 Tipo2I P+RESI K2=34600 ωz=2300 ωp=29000 KP=1,82 KI≈7000 h=1°...15°
A função de detecção de ilhamento e reconexão é essencial para o funcionamento do sistema de gera-ção distribuída, principalmente para a protegera-ção e segurança do sistema elétrico e do usuário. É essen-cial para a concessionária porque garante a segurança para realizar a devidas manutenções no sistema. E é interessante para o consumidor em condições precá-rias de funcionamento ou em ausência de energia na rede (blackout), em que a qualidade da energia elétri-ca esta comprometida podendo danifielétri-car os disposi-tivos eletrônicos.
A função de conexão e ilhamento do sistema de geração distribuída executa a tarefa de conectar ou ilhar o sistema da rede elétrica de distribuição. Esta função é definida como um subsistema que recebe informações de magnitude, frequência e fase da ten-são da rede e do inversor por meio, por exemplo, de algoritmos de PLL (Marafão, 2005) e compara com os valores limites estabelecidos pela norma IEEE 1547. É importante destacar que a reconexão apenas ocorre quando a tensão da rede se aproxima do valor zero, para evitar transitórios críticos.
3 Resultados de simulação
Para analisar e discutir as características de ope-ração do sistema de geope-ração distribuída estudado, implementou-se na plataforma de simulação PSIM o sistema demonstrado na Figura 1. A seguir, será apresentado o funcionamento do conversor CC-CA em ponte completa bidirecional, submodo de opera-ção diurno e submodo de operaopera-ção noturno; o con-versor CC-CC elevador e abaixador bidirecional e a função de conexão e ilhamento atuando no sistema. 3.1 Caso #1: sistema conectado à rede, submodo diurno e carga crítica das baterias
O primeiro caso simulado representa um sistema de geração distribuída com as seguintes condições: conectado à rede elétrica, submodo de operação diurno e ocorrência de carga crítica no banco de baterias, quando é essencial o armazenamento de energia. Assim, o sistema de geração distribuída é configurado, a partir de 1,2s, para carregar a bateria. Para isto, o sistema direciona toda a energia disponí-vel nos módulos fotovoltaicos e, caso necessário, a energia da rede para o banco de baterias. O resultado é apresentado na Figura 4.
Na Figura 4, antes de 1,2s, o inversor está forne-cendo apenas potência ativa para a carga não linear. A complementação da energia é realizada pela rede. Observe que a corrente do inversor aparece em fase com a tensão no ponto de acoplamento comum (PAC), enquanto que a corrente da rede está defasada em aproximadamente 90° devido à potência reativa da carga. O conversor CC-CC bidirecional trabalha como conversor elevador.
Na Figura 4, a partir de 1,2s, o sistema prioriza o armazenamento de energia no banco de baterias. Portanto, o conversor CC-CC bidirecional passa a funcionar como conversor abaixador. Neste período,
a rede passa a alimentar a carga em sua totalidade, além de fornecer potência ativa para o inversor. Por este motivo, a corrente do inversor aparece em opo-sição de fase com a tensão e o componente funda-mental da corrente da rede resulta praticamente em fase com a tensão.
3.2 Caso #2: sistema conectado à rede, presença de distúrbio na rede e ilhamento
Neste caso foi imposta à rede elétrica de distri-buição uma sobretensão maior do que 20% do seu valor nominal entre os instantes 1,1s e 1,15s. De acordo com a norma IEEE 1547, se este cenário permanecer por um período maior do que dez ciclos o sistema de geração distribuída deve ser desconec-tado. Para melhor visualização do resultado, conside-rou-se como período limite, para ilhar o sistema, apenas um ciclo. Para a reconexão foi estabelecida como condição, a operação da rede dentro dos limites estabelecidos por norma durante, no mínimo, um ciclo completo da tensão da rede. Quando satisfeita esta condição, deve-se aguardar que a tensão da rede cruze o valor zero para efetuar a reconexão. O resul-tado do caso 2 é mostrado na Figura 5, na qual é possível analisar a dinâmica do sistema.
Na Figura 5, no instante aproximado de 1,12s ocorre o ilhamento e em 1,18s acontece a reconexão, quando a tensão cruza o zero. Os transitórios, não críticos, que aparecem nestes momentos são causa-dos pela resposta dinâmica da permutação das ma-lhas de controle do sistema. Para atenuar os transitó-rios, tanto do conversor CC-CC bidirecional como do conversor CC-CA, utilizou-se a estratégia de forçar o erro a ser nulo nas malhas de controle inativas. Deste modo, quando a malha for necessária novamente e entrar em operação, a ação de controle iniciará do ponto em que havia sido interrompido.
Na Figura 5, antes de 1,12s e depois de 1,18s o sistema está conectado com a rede elétrica e o con-versor CC-CC bidirecional está funcionando como elevador. O inversor atua como fonte de corrente alimentando as cargas e injetando a corrente restante na rede elétrica. Note que nestes períodos a tensão é imposta pela própria rede elétrica.
Na Figura 5, no intervalo entre 1,12s e 1,18s o siste-ma de geração distribuída esta ilhado e a energia disponível nos módulos é maior que a demanda das cargas do inversor. Desta maneira, a diferença entre a energia fotovoltaica e a demanda é direcionada para o banco de baterias. Logo, o conversor CC-CC bidi-recional trabalha como abaixador e o inversor fun-ciona como fonte de tensão, impondo a tensão para as cargas, mas não conseguindo controlar o fluxo de corrente.
Este artigo considera que o banco de baterias é ideal, ou seja, tem capacidade infinita de fornecer e armazenar energia. Contudo, caso o banco de bateri-as estivesse totalmente carregado, o excesso de ener-gia gerada poderia ser direcionado para outros sub-sistemas – por exemplo, sub-sistemas de aquecimento ou bombeamento de água, a depender do tipo de instala-ção ou consumidor em questão.
3.3 Caso #3: sistema conectado à rede, submodo noturno
Na terceira e última situação o sistema de geração distribuída está conectado à rede elétrica e passa a trabalhar no submodo de operação noturno, devido a uma brusca redução na irradiação solar ocorrida em 1s. No submodo de operação noturno o inversor atua como filtro ativo paralelo, compensando parte dos distúrbios elétricos causados pela carga (circulação de reativos e distorção harmônica). O resultado do caso simulado é mostrado na Figura 6.
Observa-se que mesmo em caso de ausência de energia solar o sistema estará funcionando, e por isso, pode-se dizer que o fator de utilização do siste-ma tende a ser siste-maior do que em outros sistesiste-mas de geração distribuída que têm fator de utilização de aproximadamente 25% (Sung-Hun Ko, 2006a).
O fator de potência do lado da rede, após o ins-tante de 1s, é próximo do unitário, emulando uma carga resistiva e reduzindo as perdas na rede elétrica, uma vez que atenua a magnitude da corrente que circula através da impedância de linha do sistema elétrico.
4 Resultado experimental
Até o momento, os autores desenvolveram expe-rimentalmente apenas o inversor trabalhando no modo de operação ilhado, ou seja, desconectado da rede elétrica. Uma fonte elétrica de corrente contínua foi conectado diretamente ao barramento CC para modelar a energia solar gerada pelos módulos foto-voltaicos. A Figura 7 mostra o resultado obtido expe-rimentalmente. Note que a carga não linear é bastante crítica, o que dificulta o controle da forma de onda da tensão. O controlador utilizado foi o Proporcional Ressonante, vide Tabela 1, e a distorção harmônica total para a tensão é de 2,63%, indicando um bom desempenho do controlador projetado.
5 Conclusões
O sistema fotovoltaico de geração distribuída imple-mentado e avaliado neste artigo possui módulos fotovoltaicos, banco de baterias, conversores eletro-nicos chaveados de potência (unidirecional e bidire-cional) e função de conexão e ilhamento. Este siste-ma tem a capacidade de operar conectado à rede elétrica ou ilhado. No modo conectado, ainda há a opção de atuar no submodo diurno (fornecendo ape-nas potência ativa) ou no submodo noturno (atuando como filtro ativo paralelo e, compensando parte dos distúrbios elétricos da carga).
Foram realizados vários estudos de caso, anali-sando os modos de operação do sistema. No caso #1 observou-se que o conversor CC-CA pode atuar de forma bidirecional, ora fornecendo corrente, ora consumindo corrente da rede para carregar o banco de baterias.
Figura 4. Superior: tensão no PAC e corrente da carga. In rio: tensão no PAC, corrente do inversor e corrente da rede. Infer
or: corrente da bateria e referência da corrente da bateria.
Figura 5. Superior: tensão no PAC e corrente do inversor. Inferior: corrente da bateria e referência da corrente da
Figura 6. Superior: tensão no PAC e corrente da carga. Inferior: tensão no PAC, corrente do inversor e corrente da rede. Figura 4. Superior: tensão no PAC e corrente da carga. Intermediá-rio: tensão no PAC, corrente do inversor e corrente da rede.
Inferi-or: corrente da bateria e referência da corrente da bateria.
Figura 5. Superior: tensão no PAC e corrente do inversor. Inferior: corrente da bateria e referência da corrente da bateria.
Figura 6. Superior: tensão no PAC e corrente da carga. Inferior: tensão no PAC, corrente do inversor e corrente da rede.
Figura 7. Tensão imposta pelo inversor e corrente da carga. No caso #2 demonstrou-se a ação da função de conexão e ilhamento atuando no sistema.
se que tanto o ilhamento como a reconexão não apr sentam transitórios críticos, desde que controlados de forma adequada.
A operação no modo diurno através dos casos #1 e #2. Também a operação do conversor CC como elevador, ora como abaixador do ao conjunto conversor CC
banco de baterias, o sistema estudado apresenta boa flexibilidade, ou seja, capacidade de atuar conectado à rede ou ilhado.
O último caso explorou o submodo de operação noturno, em que o inversor funciona como filtro ativo paralelo na ausência de sol
za o sistema com fator de utilização
opera tanto durante o dia, quanto no período noturno Além de fornecer a rede elétrica fator de potência unitário. O acréscimo desta funcionalidade não fica o projeto dos elementos físicos do sistema, n cessitando apenas de alterações na
trole e no gerenciamento do sistema.
Agradecimen Os autores agradecem 554960/2006-0), à FAPESP (processo e à FUNDUNESP pelo apoio financeiro.
Referências Bibliográficas
Agencia Nacional de Energia Elétrica
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Tensão imposta pelo inversor e corrente da carga. se a ação da função de nto atuando no sistema. Percebeu-se que tanto o ilhamento como a reconexão não apre-sentam transitórios críticos, desde que controlados de
A operação no modo diurno pôde ser observada Também foi demonstrada ção do conversor CC-CC bidirecional ora como elevador, ora como abaixador de tensão. Devi-do ao conjunto conversor CC-CC bidirecional e ao banco de baterias, o sistema estudado apresenta boa flexibilidade, ou seja, capacidade de atuar conectado o submodo de operação noturno, em que o inversor funciona como filtro sol. Esta ação caracteri-com fator de utilização elevado, pois opera tanto durante o dia, quanto no período noturno. Além de fornecer a rede elétrica fator de potência unitário. O acréscimo desta funcionalidade não
modi-s elementomodi-s fímodi-sicomodi-s do modi-simodi-stema, ne-ndo apenas de alterações na estratégia de
con-o gerenciamentcon-o dcon-o sistema.
Agradecimentos
Os autores agradecem ao CNPq (processo processo 2011/05488-6) pelo apoio financeiro.
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