UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ INSTITUTO DE SISTEMAS ELÉTRICOS E ENERGIA. Comparação de Métodos de Detecção Anti-Ilhamento em Sistemas Fotovoltaicos

UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ

INSTITUTO DE SISTEMAS ELÉTRICOS E ENERGIA

Comparação de Métodos de Detecção Anti-Ilhamento em Sistemas Fotovoltaicos

Fabrício Yuji Maeda

Itajubá, julho de 2017

UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ

INSTITUTO DE SISTEMAS ELÉTRICOS E ENERGIA

Fabrício Yuji Maeda

Comparação de Métodos de Detecção Anti-Ilhamento em Sistemas Fotovoltaicos

Monografia apresentada ao Instituto de Sistemas Elétricos e Energia, da Universidade Federal de Itajubá, como parte dos requisitos para obtenção do título de Engenheiro Eletricista.

Orientador: Paulo Fernando Ribeiro Coorientador: Maurício Campos Passaro

Itajubá, julho de 2017

Resumo

Com o contínuo aumento de geradores fotovoltaicos conectados à rede de distribuição de energia, métodos de detecção anti-ilhamento são necessários para garantir o desligamento destes geradores em situações de falta, falha em equipamentos ou manutenção das linhas, preservando, assim, a segurança dos operários que realizam manutenção na rede, bem como equipamentos do sistema elétrico e dos consumidores, além de evitar possíveis flutuações de tensão e frequência nas ilhas energizadas. Diversos métodos para detectar e prevenir este efeito foram e ainda estão sendo desenvolvidos. Este trabalho mostra a comparação entre alguns destes métodos destacando suas vantagens e desvantagens perante os diversos tipos de carga e situações que o Sistema Elétrico de Potência (SEP) pode apresentar.

Palavras chave:

Proteção Anti-Ilhamento; Zona de Não-Detecção; Geração Distribuída.

Abstract

With the continuous increase of photovoltaic generators connected to the power distribution network, anti-islanding detection methods are necessary to ensure the shutdown of these generators in situations of fault, equipment failure or powerlines maintenance, thus preserving the safety of the network maintenance workers, as well as electrical and consumer equipment, and avoiding possible voltage and frequency fluctuations in the energized islands. Several methods to detect and prevent this effect have been and are still being developed. This work shows the comparison between some of these methods highlighting their advantages and disadvantages to the different types of load and situations that the Electric Power System (SEP) can present.

Key words: Anti-Islanding Protection; Non-Detection Zone; Distributed Generation

Lista de Figuras

Figura 1 – Telhas para captação de energia solar ... 12

Figura 2 – Estimativa de potência instalada no mundo ... 12

Figura 3 – Irradiação solar no Brasil ... 13

Figura 4 – Representação de ilhamento ... 14

Figura 5 – Representação de Gráfico ZND ... 17

Figura 6 – Método de detecção por “salto” de fase de tensão ... 19

Figura 7 – Método AFD positivo ... 22

Figura 8 – Diagrama de blocos do dispositivo MSD ... 25

Figura 9 – Método por comunicação de dados ... 26

Figura 10 – Esquema de um sistema fotovoltaico conectado à rede ... 27

Figura 11 – Diagrama da simulação ... 30

Figura 12 – Diagrama para método por detecção de harmônicos ... 31

Figura 13 – Bloco de controle do inversor alterado para frequência específica... 32

Figura 14 – Bloco de controle do inversor alterado para injeção de reativos ... 33

Figura 15 – Detecção para carga 1 ... 35

Figura 16 – Detecção para carga 2 ... 36

Figura 17 – Situação de não detecção de ilhamento na carga 3 ... 36

Figura 18 – Detecção para carga 1 ... 37

Figura 19 – Situação de não detecção de ilhamento para carga 2 ... 38

Figura 20 – Situação de não detecção de ilhamento para carga 3 ... 38

Figura 21 – Detecção para carga 1 ... 39

Figura 22 – Detecção para carga 2 ... 40

Figura 23 – Detecção para carga 3 ... 41

Figura 24 – Detecção para carga 1 ... 42

Figura 25 – Detecção para carga 2 ... 43

Figura 26 – Detecção para carga 3 ... 43

Lista de Tabelas

Tabela 1 – Tensão para norma IEEE 929-2000 34

Tabela 2 – Tensão para norma ABNT NBR IEC 62116 34

Tabela 3 – Comparação dos métodos simulados 47

Lista de Abreviaturas e Siglas

SEP Sistema Elétrico de Potência

ZND Zona de Não-Detecção

SGD Sistema de Geração Distribuída

PLL

TDH Taxa de Distorção Harmônica

PCC Ponto de Conexão Comum

SMS

AFD

PLCC

MPPT

PWM

MSD

Sumário

1 INTRODUÇÃO ... 11

1.1 Definição de Energia Fotovoltaica ... 11

1.2 Energia Fotovoltaica no Mundo ... 11

1.3 Definição de Ilhamento ... 14

1.4 Razões para o Desenvolvimento de Sistemas Anti-Ilhamento ... 14

1.5 Operação em condição de ilhamento ... 15

1.6 Objetivo ... 15

1.7 Visão Geral dos Métodos de Detecção Anti-Ilhamento ... 16

1.7.1 Métodos de Detecção Passivos ... 16

1.7.2 Métodos de Detecção Ativos ... 16

1.7.3 Métodos Alternativos ... 16

1.8 Zonas de Não-Detecção (ZND) ... 17

2 DESCRIÇÃO DOS MÉTODOS DE DETECÇÃO ANTI-ILHAMENTO ... 18

2.1 Métodos Passivos ... 18

2.1.1 Sub e sobretensão e sub e sobrefrequência ... 18

2.1.2 “Salto” de fase de tensão ... 18

2.1.3 Harmônicos ... 19

2.2 Métodos de Detecção Ativos ... 20

2.2.1 Medição de impedância ... 20

2.2.2 Medição de impedância com frequência específica ... 20

2.2.3 Injeção de Reativos ... 21

2.2.4 Deslocamento de frequência (SMS) ... 21

2.2.5 Deslocamento de frequência ativa (AFD) ... 21

2.2.6 Deslocamento de frequência (Método Sandia) ... 23

2.2.7 Deslocamento de tensão (Método Sandia) ... 23

2.2.8 “Salto” de frequência ... 24

2.3 Métodos de Detecção Alternativos ... 24

2.3.1 Dispositivo MSD ... 24

2.3.2 Comunicação de dados ... 25

2.4 Comparação das Características dos Métodos ... 26

3 MODELAGEM TEÓRICA ... 27

3.1 O sistema fotovoltaico conectado à rede ... 27

3.2.1 Painel fotovoltaico ... 27

3.2.2 Conversor DC/AC ... 28

3.2.3 Controle do conversor ... 28

3.3 Método escolhido para simulação inicial ... 28

4 ANÁLISE EXPERIMENTAL ... 29

4.1 Programas para Simulação... 29

4.2 Simulação inicial no Simulink ... 29

4.2.1 Sistema de Potência da Simulação ... 29

4.2.2 Procedimento do experimento ... 29

4.2.3 Diagrama da simulação ... 30

4.3 Método por detecção de harmônicos ... 31

4.3.1 Procedimento da simulação ... 31

4.3.2 Diagrama da simulação ... 31

4.4 Método de impedância com frequência específica... 32

4.4.1 Procedimento da simulação ... 32

4.4.2 Diagrama da simulação ... 32

4.5 Método de Injeção de Reativo ... 33

4.5.1 Procedimento da simulação ... 33

4.5.2 Diagrama da simulação ... 33

5 RESULTADOS E DISCUSSÃO ... 34

5.1 Normas ... 34

5.2 Cargas ... 35

5.3 Resultados das Simulações Iniciais ... 35

5.4 Resultados das Simulações de Detecção por Harmônicos ... 37

5.5 Resultados das Simulações de Detecção por Impedância Específica ... 39

5.6 Resultados das Simulações de Injeção de Reativo ... 42

5.7 Tabela comparativa dos métodos simulados ... 44

6 CONCLUSÃO ... 45

REFERÊNCIAS ... 46

1 Introdução

Com o desenvolvimento de novas tecnologias para painéis fotovoltaicos, aumentando assim seu rendimento e possibilidade de aplicação na geração distribuída de energia elétrica, novos problemas começam a aparecer na rede e entre eles está o efeito ilhamento.

1.1 Definição de Energia Fotovoltaica

O efeito fotovoltaico é a geração de energia elétrica a partir da luz solar. Essa energia solar fotovoltaica é uma fonte alternativa de energia que não possui grande impacto ambiental, sonoro, visual, não necessita de muita manutenção, resfriamento, combustível ou grandes construções [1].

Para geração de energia são necessárias células fotovoltaicas, que são feitas de silício em sua grande maioria. Quando a luz solar incide sobre essas células, os elétrons do material semicondutor se movimentam gerando eletricidade em corrente contínua.

A energia fotovoltaica pode ser produzida mesmo em dias nublados e quanto maior for a irradiação solar, maior será a geração.

1.2 Energia Fotovoltaica no Mundo

O mundo se preocupa cada vez mais com o meio ambiente, e com isso a tendência de eco-

é no teto dessas casas verdes, substituindo as tradicionais telhas por outras que contem mini

painéis fotovoltaicos que captam a energia solar e alimentam as residências, como pode ser

visto na Figura 1. A empresa Tesla está desenvolvendo telhas fotovoltaicas feitas de quartzo

para aumentar a vida útil do material e promete preços mais baixos que os telhados tradicionais

[2].

Figura 1 - Telhas para captação de energia solar

Fonte: VivaGreen [2]

Com o desenvolvimento de novas tecnologias, a eficiência dos painéis vem aumentando ao longo dos anos, e além disso, com o aumento da demanda e métodos de produção melhores, o preço dos painéis tem se tornado mais acessível para todos. A Figura 2 mostra uma estimativa do crescimento da energia fotovoltaica no mundo e uma projeção até o ano de 2019.

Figura 2 - Estimativa de potência instalada no mundo

Fonte: Global Market Outlook for Solar Power 2015-2019 [3]

Devido à sua localização geográfica, o Brasil possui um potencial enorme para energia fotovoltaica (Figura 3), sendo que o pior nível de irradiação do país fica no estado de Santa Catarina, que mesmo assim ainda é 30% maior que a média da Alemanha, um dos países que mais produzem energia fotovoltaica no mundo.

Figura 3 – Irradiação solar no Brasil

Fonte: SolarGIS © 2013 GeoModel Sola [4]

1.3 Definição de Ilhamento

Ilhamento é uma condição onde uma parte da rede, que contém carga e geração, fica isolada do resto do sistema e continua operando [5]. Este fenômeno ocorre quando na ocasião de manutenção de linhas, uma falta ou um problema em uma parte da rede que contém geradores distribuídos, como painéis fotovoltaicos, e o sistema de proteção atua, deixando essa parte isolada da alimentação principal [6]. Deste modo, caso os geradores distribuídos não forem desconectados do sistema, as “ilhas” ficarão energizadas conforme pode se ver na Figura 4.

Figura 4 – Representação de ilhamento

Fonte: Próprio autor

1.4 Razões para o Desenvolvimento de Sistemas Anti-Ilhamento

Existem inúmeras razões para que sistemas de anti-ilhamento sejam instalados em SGDs

(sistemas de geração distribuída). Segurança, confiabilidade e qualidade da energia entregue

aos consumidores são prioridades e ficam ameaçadas em situações de ilhamento. As razões para

que estas “ilhas” não sejam criadas no cenário atual são as seguintes:



Não é possível controlar a tensão e frequência na ilha, podendo causar danos a equipamentos de clientes.



Assim, como dentro da ilha, fora dela também não é possível se controlar a tensão e frequência, usuários que estejam conectados às linhas de transmissão próximas a uma ilha estão sujeitos a danos elétricos nos seus equipamentos.



As linhas energizadas das ilhas podem ser perigosas para possíveis operários de manutenção de linha, ou para o público em geral, uma vez que estas supostamente deveriam estar desernegizadas.



O religamento ao sistema pode causar danos aos equipamentos de distribuição ou qualquer outro equipamento conectado, por causa do fechamento fora de fase.



O ilhamento pode interferir com a restauração manual ou automática do sistema [7].

1.5 Operação em condição de ilhamento

A operação ilhada em ambientes de geração distribuída pode ser interessante, com a vantagem de continuar atendendo aos consumidores conectados ao PCC (ponto de conexão comum). Melhoram-se os índices de qualidade do fornecimento de energia aos usuários da rede elétrica, principalmente, em áreas atingidas por "apagões", ambientes nos quais o consumidor final é o maior beneficiado, por ter uma maior garantia do fornecimento contínuo do fluxo de energia por parte do sistema elétrico [8]. Para a operação ilhada é necessário que o SGD detenha o controle da amplitude e frequência da tensão do barramento, de forma a atender os requisitos de confiabilidade e estabilidade dinâmica requeridas pelo sistema [9].

1.6 Objetivo

O objetivo deste trabalho é pesquisar os principais métodos de detecção anti-ilhamento

existentes, descrevendo seu funcionamento com suas vantagens e desvantagens quando

aplicados em sistemas fotovoltaicos. Após este estudo, pode-se comprovar sua eficiência

através de simulações em programas computacionais.

1.7 Visão Geral dos Métodos de Detecção Anti-Ilhamento

1.7.1 Métodos de Detecção Passivos

Os métodos passivos consistem em monitoramento de parâmetros e, em caso de variação das condições normais determinadas, detectam o ilhamento e cessam o fornecimento de energia. Estes métodos têm sua eficácia diminuída conforme a potência fornecida pelo painel é próxima da potência consumida pela carga, podendo até mesmo não perceber o desligamento do SEP (Sistema Elétrico de Potência) [10].

Os principais parâmetros que são usados para a detecção da variação do sistema são tensão, frequência, harmônicos e deslocamento de fase.

1.7.2 Métodos de Detecção Ativos

Os métodos ativos trabalham com a lógica perturba e observa (P&O), injetando pequenas perturbações de tensão ou frequência na rede elétrica e observando seu impacto nos parâmetros elétricos da ilha em potencial [11]. Se o impacto for pequeno, a ilha estará conectada ao SEP. As pequenas perturbações provocadas pelo conversor fotovoltaico são injetadas para fora da ilha, mantendo os parâmetros no painel fotovoltaico praticamente inalterados. Caso o impacto for considerável, a ilha será considerada formada e a desconexão do SEP será detectada [10].

1.7.3 Métodos Alternativos

Estes métodos combinam as estratégias dos métodos passivos e ativos para realizarem a detecção de ilhamento, sendo que a parte passiva detecta grandes variações dos parâmetros e a parte ativa as pequenas variações. Há também um outro método alternativo que se baseia em comunicação de dados e elimina por completo a zona de não-detecção dos gráficos ZND (Zonas de não-detecção) [10].

No entanto, estes métodos não são muito utilizados devido à demora na detecção do

ilhamento ou aos altos custos envolvidos em sua implementação.

1.8 Zonas de Não-Detecção (ZND)

Os gráficos ZND mostram a eficiência dos métodos de detecção anti-ilhamento. Quanto maior a sua área ZND, menor será a eficiência e confiabilidade do método em questão, sendo este, susceptível a falhas e falsas sinalizações de ilhamento. E quanto menor sua área, mais eficiente para detecção anti-ilhamento se mostra o método, aumentando sua confiabilidade e segurança. Embora este gráfico seja representado pelas variações de potência ativa e reativa (ΔP × ΔQ) no momento do ilhamento, outras formas são usadas para representá-lo, sendo essa a mais usual [10].

Figura 5 – Representação de gráfico ZND

Fonte: Próprio autor

2 Descrição dos Métodos de Detecção Anti-Ilhamento

2.1 Métodos Passivos

2.1.1 Sub e sobretensão e sub e sobrefrequência

Todos os conversores nos sistemas fotovoltaicos devem ter recursos de medição de tensão e frequência em sua saída [4]. Assim, caso algum destes parâmetros ultrapassem limites preestabelecidos, a condição de ilhamento é identificada e o fornecimento de energia deve ser cortado [11]. Este é um dos primeiros métodos desenvolvidos para proteção em SGDs [12].



Vantagens: funcionamento simples; baixo custo; não afeta a qualidade da energia dentro da ilha; pode funcionar com SGD múltiplos.



Desvantagens: área ZND grande, acarretando em baixa eficiência para pequenos desvios nos parâmetros definidos no caso de ilhamento [10].

2.1.2 “Salto” de fase de tensão

Este método se assemelha ao anterior, monitorando a fase entre a tensão e a corrente na saída do conversor. A cada cruzamento da senóide por zero, dispositivos PLL (Phase Locked

de saída do conversor, realizam o sincronismo de fase [11]. Quando ocorre o ilhamento, o sinal da corrente ainda fica fixo, mas a tensão não (Figura 6). Assim, o erro é medido e quando passa de limites pré-estabelecidos o ilhamento é detectado [12].



Vantagens: fácil implementação; não afeta a qualidade da energia dentro da ilha; pode funcionar com SGD múltiplos.



Desvantagens: ajuste correto dos limites preestabelecidos pode ser difícil, pois, um

ajuste com muita folga pode acarretar em não operação da proteção ou um ajuste muito

próximo em uma detecção indevida de ilhamento [10]. Para cargas consumindo

potência muito próxima da gerada, o método se torna ineficaz [4].

Figura 6 – Método de detecção de salto de fase de tensão

Fonte: Severo, 2011 [4]

2.1.3 Harmônicos

Com monitoramento da TDH (taxa de distorção harmônica), quando o sistema está ligado ao SEP, as correntes harmônicas geradas pelo conversor acabam escoando para a rede, e assim que a ilha é formada, as correntes harmônicas agora fluem para a carga, o que acarreta no aumento do TDH, pois a impedância da carga acaba sendo maior que a impedância equivalente da rede, detectando assim a condição de ilhamento [10] [11].



Vantagens: não afeta a qualidade da energia dentro da ilha; pode funcionar com SGD múltiplos.



Desvantagens: área ZND grande, assim como no método de “salto” de fase de tensão, o

ajuste dos limites da TDH pode ser um problema, funcionando de forma análoga [10].

2.2 Métodos de Detecção Ativos

2.2.1 Medição de impedância

O conversor é visto pelo SEP como uma fonte de corrente que possui três parâmetros que podem ser alterados, sendo eles, amplitude, frequência e fase. Através do distúrbio de corrente injetado pelo conversor, pode-se medir a taxa de variação da tensão de saída do conversor pela taxa de variação da sua corrente (dv/dt), medindo assim a impedância vista pelo conversor. O monitoramento desses valores permite enxergar uma variação brusca que virá a ocorrer no momento de desconexão do sistema [10] [11].



Vantagens: extremamente pequena área ZND para situações em que só há um SGD e a impedância da carga é maior que a impedância equivalente da rede vista pelo conversor.



Desvantagens: baixa eficiência para múltiplos SGD operando na mesma ilha devido ao fato do cancelamento parcial das perturbações criadas pelos conversores operando em paralelo [10].

2.2.2 Medição de impedância com frequência específica

Tem o funcionamento bem parecido com o método passivo de detecção de harmônicos, sendo que, no caso ativo, as correntes com frequência específica são injetadas intencionalmente.

Enquanto a ilha está conectada ao SEP, a corrente injetada é escoada para fora, mas, no momento da desconexão do sistema, a corrente acaba ficando presa na ilha, gerando uma variação de tensão no PCC [10] [11].



Vantagens: não afeta a qualidade da energia dentro da ilha.



Desvantagens: No caso de operação com SGD múltiplos, as correntes injetadas pelos

conversores podem ser canceladas diminuindo a eficácia do método, ou ainda podem

ser somadas, causando uma detecção indevida de ilhamento [10].

2.2.3 Injeção de Reativos

O método da injeção de reativos busca dificultar o equilíbrio com a carga local, onde em condições normais a rede fica responsável por prover o equilíbrio entre potência gerada e consumida. Após a desconexão com a rede, o excesso ou a falta de reativos provocará mudanças na tensão no PCC [13].



Vantagens: pequena área ZND; alta eficiência.



Desvantagens: O fator de potência não é mais unitário.

2.2.4 Deslocamento de frequência (SMS)

Também conhecido como método SMS (Slip-Mode Frequency Shift), uma realimentação positiva é utilizada para que o conversor seja desestabilizado no momento em que houver a desconexão com o SEP. Assim, a frequência na ilha formada é alterada até que as proteções de frequência atuem, desligando o conversor.

Enquanto o sistema estiver conectado, a frequência no conversor é imposta como a frequência padrão do SEP [10] [11].



Vantagens: pequena área ZND; alta eficiência.



Desvantagens: Diminui a qualidade da potência de saída [10].

2.2.5 Deslocamento de frequência ativa (AFD)

O método AFD (Active Frequency Drift) consiste na injeção de uma corrente distorcida na saída do conversor. Essa distorção altera rapidamente a frequência da corrente de saída do conversor no momento do ilhamento. Após a formação da ilha, a corrente de saída do conversor tende a acelerar sua frequência acima da tensão da rede, gerando um período de amplitude nula.

Ela fica com valor nulo até que se inicie o próximo semiciclo da tensão. Quando essa corrente

é aplicada a uma carga puramente resistiva, a forma de onda da tensão na carga seguirá a forma

de onda da corrente, fazendo com que a tensão chegue a zero antes do esperado e criando um erro de fase entre corrente e tensão de saída do conversor, possibilitando assim a detecção do ilhamento [10] [11].

A Figura 7 ilustra um caso de AFD positivo, sendo Tv

o período da tensão da rede, Ti

o período da corrente na saída do conversor e Tm o tempo morto gerado [10].

Figura 7 – Método AFD positivo

Fonte: Severo, 2011 [4]

Enquanto a ilha estiver conectada, a frequência é imposta pelo SEP.



Vantagens: em conversores com microcontroladores, este método é facilmente implementado.



Desvantagens: Diminui a qualidade da potência de saída [10].

2.2.6 Deslocamento de frequência (Método Sandia)

Método criado pela Sandia National Laboratories, é uma extensão do método AFD que também utiliza realimentação positiva para detecção anti-ilhamento. A realimentação é aplicada diretamente na frequência da tensão do PCC. Com qualquer pequena variação da frequência, a realimentação tende a aumentar esse distúrbio até que a proteção atue e desligue o conversor.

Quando conectada ao SEP, essa mudança de frequência é praticamente zero, já que o sistema é estável e impõe o seu valor padrão [10] [11].



Vantagens: Fácil implementação; um dos métodos com menor área ZND entre os métodos ativos, e quando implementado juntamente com o método Sandia de deslocamento de tensão se torna extremamente eficiente.



Desvantagens: Diminui a qualidade da potência de saída, pode causar transitórios indesejáveis [10].

2.2.7 Deslocamento de tensão (Método Sandia)

Similar ao método anterior, só que neste caso, a realimentação positiva atua na amplitude da forma de onda de tensão do PCC. Quando houver a formação da ilha, uma redução na amplitude da tensão será detectada e a realimentação positiva irá reforçar esta alteração, através da redução de corrente de saída do conversor, até que a proteção de subtensão atue e desligue o conversor. Do mesmo modo que funciona com a frequência, o SEP impõe o seu valor padrão de tensão enquanto conectado [10] [11].



Vantagens: Quando implementado juntamente com o método Sandia de deslocamento de frequência se torna extremamente eficiente com área ZND praticamente nula.



Desvantagens: Diminui a qualidade da potência de saída, diminui a eficiência do

conversor fotovoltaico [10].

2.2.8 “Salto” de frequência

Parecido com o método AFD, zonas mortas são inseridas na forma de onda da corrente de saída do conversor, mas não em todos os ciclos, criando um padrão de onda que pode ser reconhecido no momento de formação da ilha. Assim, a proteção anti-ilhamento é feita da mesma forma que no método AFD ou pelo reconhecimento do padrão da forma de onda com as zonas mortas [10] [11].



Vantagens: caso o padrão desenvolvido para detecção seja sofisticado, este método é relativamente eficaz quando trabalhando com apenas um SGD.



Desvantagens: assim como no método de medição de impedância, a baixa eficiência para múltiplos SGD operando na mesma ilha ocorre devido ao fato do cancelamento parcial das perturbações criadas pelos conversores operando em paralelo [10].

2.3 Métodos de Detecção Alternativos

2.3.1 Dispositivo MSD

O método MSD (Mains monitoring units with all-pole Switching Devices connected in

monitoramento de parâmetros elétricos do sistema fotovoltaico, como tensão, frequência e impedância, combinando técnicas passivas e ativas de detecção. O fato de serem dois dispositivos em série fazendo as mesmas medições, aumenta a confiabilidade e diminui a possibilidade de alarme falso na condição de ilhamento [10].



Vantagens: mesmas vantagens do método de medição de impedância, com o fator a mais de funcionar de forma redundante e realizar testes automáticos periódicos de seu funcionamento.



Desvantagens: no caso de múltiplos SGD, um dispositivo MSD pode interferir no outro

acarretando um falso alarme de ilhamento [10].

Figura 8 – Diagrama de blocos do dispositivo MSD

Fonte: Próprio autor

2.3.2 Comunicação de dados

Este método consiste no envio de sinais entre o SEP e o sistema fotovoltaico através das próprias linhas de transmissão, utilizando o protocolo PLCC (Power Line Carrier

detectado [4]. Um transmissor deve ser instalado no SEP antes da chave seccionadora e um receptor em cada SGD da ilha [10].



Vantagens: não possui área ZND pois trabalha apenas com condição 0 e 1, não interfere na qualidade da energia, pode funcionar com SGD múltiplos, alta eficiência e confiabilidade.



Desvantagens: alto custo do transmissor instalado no SEP [10].

Figura 9 – Método por comunicação de dados

Fonte: Próprio autor

2.4 Comparação das Características dos Métodos

Conforme pôde ser visto ao longo da descrição dos diversos métodos abordados neste trabalho, cada um possui sua particularidade e aplicação.

Os métodos passivos possuem uma área ZND considerável e não interferem no SEP, podendo ser utilizados com SGD múltiplos. Desta forma, são mais aplicados quando não se deseja perturbações na saída do conversor.

Os métodos ativos tem uma área ZND menor, mas causam pequenas perturbações no SEP e por trabalharem com o regime P&O, não podem ser utilizados com SGD múltiplos, devido à interferência que um conversor causa no outro em paralelo. São mais utilizados quando uma pequena perturbação na saída do conversor é admissível.

Os métodos alternativos possuem a melhor eficiência e confiabilidade, no entanto, têm um custo muito elevado para implementação. Isso faz com que sua aplicação seja limitada a casos onde o custo-benefício seja compensado.

Para cada situação deve ser avaliado qual o melhor método de detecção anti-ilhamento

a ser implementado afim de que se possa garantir o funcionamento seguro e confiável do SEP

[10]. Com o aumento de SGDs, é necessário se ter sistemas de detecção antiilhamento

confiáveis e com bom custo beneficio do ponto de vista econômico [12].

3 Modelagem Teórica

3.1 O sistema fotovoltaico conectado à rede

Para operar no SEP, o painel deve estar acoplado a um conversor controlado DC/AC para que possa entrar em fase com o sistema. A Figura 10 mostra um esquema simplificado de um sistema fotovoltaico conectado à rede.

Figura 10: Esquema de um sistema fotovoltaico conectado à rede

Fonte: Próprio autor

3.2 Elementos do sistema

3.2.1 Painel fotovoltaico

Os painéis fotovoltaicos geram energia na forma de corrente contínua quando estão expostos à luz solar. O seu desempenho depende da temperatura de operação da célula fotovoltaica e do nível de irradiação solar a que os módulos estão sujeitos [1].

Eles podem operar de forma isolada, fornecendo energia de forma independente de outras fontes de energia; híbrida, trabalhando em conjunto com outros sistemas de geração distribuída ou conectados à rede elétrica e atuando como fonte de energia complementar para as diversas cargas do sistema.

A sua característica mais importante é a potência máxima gerada.

3.2.2 Conversor DC/AC

O conversor recebe energia em forma de corrente contínua e a transforma em corrente alternada. Seu funcionamento de dá através de chaveamentos dos IGBTs que passam a conduzir ou não dependendo do sinal de pulso que controla o conversor.

3.2.3 Controle do conversor

No sistema de controle do conversor para painéis fotovoltaicos existem subsistemas como o MPPT (Maximum Power Point Tracking), PLL e modulação PWM (Pulse Width

O MPPT é responsável por encontrar o ponto de máxima potência do painel através do controle de corrente e tensão.

O dispositivo PLL garante que o sinal de saída do conversor esteja em fase com o do sistema, sendo necessário que se tenha um sinal de referência em sua entrada, que, no caso, seria o sinal da rede elétrica.

A modulação PWM controla o chaveamento dos IGBTs de forma que se crie um sinal com forma de onda parecida com a de um sinal de referência, o mesmo sinal do PLL.

3.3 Método escolhido para simulação inicial

O método escolhido para ser simulado inicialmente é o por detecção de sub ou sobretensão, por ser mais simples e de fácil implementação.

Quando ocorre o ilhamento, a potência gerada pelo sistema fotovoltaico pode ser maior ou menor que a consumida pela carga, e essa diferença de potência irá gerar uma sub ou sobretensão na carga. Caso os limites pré-estabelecidos sejam ultrapassados, a condição de ilhamento será detectada e o conversor deve cessar o fornecimento de energia para a carga.

O grande problema é que caso a potência gerada seja muito próxima da consumida pela carga, a sub ou sobretensão criada a partir desta diferença pode não ser o suficiente para ultrapassar os limites pré-estabelecidos, fazendo assim, com que o sistema continue operando mesmo na situação de ilhamento como se nada tivesse ocorrido.

Como o sistema de medição não injeta nenhuma perturbação na rede, este método pode

ser utilizado com múltiplos SGDs e não afeta a qualidade de energia.

4 Análise Experimental

4.1 Programas para Simulação

Para implementação do método de detecção anti-ilhamento em um sistema de uma forma mais simples, foi utilizado o programa computacional MatLab/Simulink com o uso de sua biblioteca adicional SimPowerSystems.

Após a validação da eficiência do método escolhido inicialmente, serão feitas outras simulações com alguns outros métodos para efeito de comparação.

4.2 Simulação inicial no Simulink

4.2.1 Sistema de Potência da Simulação

Foi utilizado o exemplo power_PVarray_3500W disponível no próprio programa Simulink para se ter uma base do funcionamento de um painel fotovoltaico conectado à rede, e as devidas alterações no sistema foram feitos para que se pudesse simular o efeito de ilhamento.

O sistema simulado é monofásico e composto por uma fonte de tensão alternada de 240V, um sistema fotovoltaico com 14 células em série com máxima potência de 3500W, o sistema conversor DC/AC, o sistema de controle do inversor, a carga RLC em paralelo e um disjuntor temporizado simulando um problema na rede elétrica e causando o ilhamento do sistema fotovoltaico (Figura 11).

4.2.2 Procedimento do experimento

Assim que a simulação é iniciada, o painel fotovoltaico começa a gerar energia sob uma irradiação solar fixa de 1000W/m2 e temperatura fixa em 25ºC. A tensão gerada então é convertida de DC para AC através do inversor e a potência é entregue a carga, juntamente com a rede, que ainda está conectada.

No início da simulação, o sistema passa por um período transitório de cerca de 0.1s e

então se estabiliza em regime permanente.

Em t=0.4s, um sinal é enviado ao disjuntor que abre e separa a rede elétrica da carga e do sistema fotovoltaico, criando uma situação de ilhamento.

Para detecção foram utilizados blocos de comparação, OR e RMS, pegando o valor RMS da tensão na carga e comparando com limites pré-estabelecidos, assim que algum destes valores forem ultrapassados, um sinal de saída indica o ilhamento.

Através da lógica de detecção e controle desenvolvida, é possível monitorar a tensão na carga e comparar o valor RMS com limites pré-estabelecidos. Assim que o valor RMS da tensão ultrapassar estes limites, o ilhamento é confirmado e o conversor cessa o fornecimento de energia.

Variando-se o valor da carga, o valor da tensão resultante nela após o efeito de ilhamento também varia, podendo ser de sub ou sobretensão, ou até mesmo continuar no mesmo nível e então impossibilitar a detecção.

4.2.3 Diagrama da simulação

Para representar o sistema fotovoltaico conectado à rede e depois a abertura do disjuntor para ocasionar o ilhamento, foi criado o diagrama da Figura 11.

Figura 11: Diagrama da simulação

Fonte: Adaptado de power_PVarray_3500W, Mathworks

4.3 Método por detecção de harmônicos

4.3.1 Procedimento da simulação

Foi utilizado o mesmo procedimento do caso anterior, com a diferença que a lógica para detecção do ilhamento foi modificada, monitorando o índice de TDH da corrente na carga.

Quando o TDH atinge um valor limite pré-estabelecido, a condição de ilhamento é detectada e o conversor cessa o fornecimento de energia para a carga.

O diagrama de simulação foi alterado para que o sistema não tratasse a rede como uma fonte ideal, acrescentando uma impedância equivalente da fonte para que se pudesse identificar o TDH inicial.

4.3.2 Diagrama da simulação

Para esta simulação, foi utilizado o diagrama da Figura 12.

Figura 12 – Diagrama para método por detecção de harmônicos

Fonte: Adaptado de power_PVarray_3500W, Mathworks

4.4 Método de impedância com frequência específica

4.4.1 Procedimento da simulação

Através de alterações no bloco de controle do inversor, foi possível injetar uma corrente com frequência de 80 Hz e, deste modo, detectar o efeito desta corrente na tensão da carga após o ilhamento (Figura 13). Enquanto o sistema fotovoltaico está conectado ao SEP, a perturbação escoa para a rede, mas quando acontece a falta em t=0.4s, toda a perturbação vai para a carga, alterando o valor de sua tensão e possibilitando a detecção do ilhamento.

4.4.2 Diagrama da simulação

A modificação no bloco de controle do inversor foi a apresentada na Figura 13.

Figura 13 – Bloco de controle do inversor alterado para frequência específica

Fonte: Adaptado de power_PVarray_3500W, Mathworks

4.5 Método de Injeção de Reativo

4.5.1 Procedimento da simulação

Novamente, alterando-se o bloco de controle do inversor, pôde-se alterar o fator de potência ótimo do painel fotovoltaico, que sempre busca fator de potência unitário (Figura 14).

Desta forma, injeta-se potência reativa na carga, que quando está conectada à rede não sente o efeito da perturbação, mas quando o SEP se desconecta, toda perturbação escoa para a carga, alterando-se o valor de sua tensão.

4.5.2 Diagrama da simulação

A modificação no bloco de controle do inversor foi a apresentada na Figura 14.

Figura 14 – Bloco de controle do inversor alterado para injeção de reativo

Fonte: Adaptado de power_PVarray_3500W, Mathworks

5 Resultados e Discussão

5.1 Normas

Segundo as normas IEEE 929-2000 (Tabela 1) e ABNT NBR IEC 62116 (Tabela 2), o tempo máximo para detecção de ilhamento é de 2s após a formação da ilha [14] [15].

Tabela 1: Tensão para norma IEEE 929-2000

Faixa de tensão (% do valor nominal) Tempo de detecção (ciclos)

Tensão < 50 6

50 <tensão < 88 120

88 < tensão < 110 operação normal

110 < tensão < 137 120

137 > tensão 2

Fonte: IEEE 929-2000 [14]

Tabela 2: Tensão para norma ABNT NBR IEC 62116

Tensão (RMS) Tempo de detecção (segundos)

115% da nominal 2

85% da nominal 2

Fonte: ABNT NBR IEC 62116 [15]

5.2 Cargas

Foram feitas 3 simulações para cada método, cada uma com cargas diferentes para que se pudesse ver o efeito do ilhamento e a capacidade de detecção para diferentes tipos de cargas.

A carga 1 consumindo mais energia que a gerada no painel fotovoltaico.

A carga 2 consumindo menos energia que a gerada no painel fotovoltaico.

A carga 3 consumindo praticamente a mesma quantia de energia gerada no painel fotovoltaico.

5.3 Resultados das Simulações Iniciais

Após as simulações realizadas no programa Simulink, pôde-se verificar que o método de detecção por sub ou sobretensão conseguiu detectar o ilhamento do sistema fotovoltaico e foi capaz de cessar o fornecimento de energia dentro de um curto período de tempo.

Com a variação do valor da carga, foram obtidos os seguintes resultados de simulação (Figuras 15-17).

Figura 15 - Detecção para carga 1

Fonte: Próprio autor

Figura 16 - Detecção para carga 2

Fonte: Próprio autor

Figura 17 - Situação de não detecção de ilhamento na carga 3

Fonte: Próprio autor

Conforme pode ser observado, nos dois primeiros casos, das cargas 1 e 2, o tempo de detecção da situação de ilhamento foi de cerca de 0.02s, estando dentro das condições da norma.

Na última situação não foi possível detectar o ilhamento do sistema, pois a diferença de tensão gerada não foi suficiente para atingir os limites pré-estabelecidos.

5.4 Resultados das Simulações de Detecção por Harmônicos

O ajuste dos parâmetros de detecção deste método se mostrou realmente bem difícil de ser definido. Como pode ser observado nos gráficos (Figuras 18-20), o período transitório quando o painel fotovoltaico é ligado cria um pico na TDH que pode ocasionar um alarme falso de ilhamento.

Figura 18 - Detecção para carga 1

Fonte: Próprio autor

Figura 19 - Situação de não detecção de ilhamento na carga 2

Fonte: Próprio autor

Figura 20 - Situação de não detecção de ilhamento na carga 3

Fonte: Próprio autor

O tempo de detecção para a carga 1 foi de cerca de 0.23s, dentro da norma, mas bem maior que o do método anterior.

Não foram detectados os ilhamentos para carga 2 e 3, no caso da carga 3, já era esperado que o ilhamento não fosse detectado por se tratar de um método passivo, no entanto, o fato do método não conseguir detectar o ilhamento para a carga 2 mostra que sua área ZND é maior que o método de detecção por tensão.

5.5 Resultados das Simulações de Detecção por Impedância Específica

Com a injeção de uma corrente com frequência definida e muito superior à da rede, foram obtidos os seguintes resultados (Figuras 21-23).

Figura 21 - Detecção para carga 1

Fonte: Próprio autor

Figura 22 - Detecção para carga 2

Fonte: Próprio autor

Figura 23 - Detecção para carga 3

Fonte: Próprio autor

O método conseguiu detectar o ilhamento em todas as 3 situações, mas para a carga 3, foi necessário que se injetasse uma corrente de valor muito alto com frequência de 80 Hz para que a tensão na carga fosse alterada a ponto de atingir os limites de detecção. Normalmente, as cargas RLC apresentam características de filtros passa-baixa, o que acaba dificultando a ação da corrente de alta frequência na tensão quando o SEP está desconectado.

Além destes fatores, fica clara a perturbação na forma de onda da corrente, diminuindo a

qualidade de energia do sistema, mesmo quando conectado à rede.

5.6 Resultados das Simulações de Injeção de Reativo

Após feita a modificação no bloco de controle do inversor, foram feitas as simulações sob as mesmas condições dos outros métodos e os seguintes resultados obtidos (Figuras 24-26).

Figura 24 - Detecção para carga 1

Fonte: Próprio autor

Figura 25 - Detecção para carga 2

Fonte: Próprio autor

Figura 26 - Detecção para carga 3

Fonte: Próprio autor

O método conseguiu detectar a condição de ilhamento para as 3 cargas, mesmo para a carga 3, onde o consumo e geração de potência se aproximam muito, se mostrando bastante eficaz.

No entanto, o fator de potência não é mais unitário, caindo para cerca de 0.95 o que resulta em uma certa perda de potência útil.

5.7 Tabela comparativa dos métodos simulados

Com o resultado de todas as simulações, é possível contruir uma tabela comparativa com alguns critérios como facilidade de implementação, tempo de resposta, qualidade da energia, área ZND (Tabela 3).

Tabela 3 – Comparação dos métodos simulados

Método Área ZND Implementação

Possíveis impactos na qualidade de

energia

Tempo de resposta (cargas 1, 2 e 3)

Tensão média fácil nenhum 20 ms 31 ms não

detectou

Harmônicos grande

moderada (dificuldade para estabelecer limites

de THD)

nenhum 220 ms

não detectou

não detectou

Frequência específica pequena fácil harmônicos 25 ms 70 ms 15 ms

Injeção de reativo pequena fácil

redução do fator de potência

15 ms 20 ms 380 ms

Fonte: Próprio autor

6 Conclusão

Os dois métodos passivos não conseguiram detectar a condição de ilhamento para todas as cargas simuladas, o que ocorreu quando a potência gerada pelo painel fotovoltaico era muito próxima da potência consumida pela carga.

O método de detecção por harmônicos mostrou uma grande dificuldade para se estabelecer os limites de detecção devido ao transitório do momento em que o painel fotovoltaico é acionado, e ainda foi ineficaz para detectar o ilhamento na simulação da carga 2.

Os métodos ativos simulados apresentaram bons resultados com tempos de resposta dentro da norma, no entando, a injeção de perturbação no sistema afeta a qualidade de energia, o que é um efeito indesejado.

O método de frequência específica necessitou de uma corrente muito alta com frequência acima da rede para poder afetar a tensão da carga e encadear a detecção de ilhamento, com isso, deformou a forma de onda da corrente devido aos harmônicos criados.

Dentre os 4 métodos simulados, o que obteve melhores resultados foi o de injeção de reativos. Além de ter uma implementação fácil, com uma parcela bem pequena de reativo injetada o método pôde detectar a condição de ilhamento para as 3 cargas em tempos bem pequenos.

Apesar de não ter simulado todos os métodos de detecção citados neste trabalho, foi

possível se observar a diferença na eficiência entre os métodos passivos e ativos, ficando claro

que não se deve utilizar apenas os métodos passivos como meio de proteção contra o efeito

ilhamento.

Referências

[1] ARAMIZU, J., “Modelagem e Análise de Desempenho de um Sistema Fotovoltaico em Operação Isolada e em Paralelo com uma Rede de Distribuição de Energia Elétrica”, São Carlos, 2010, USP.

[2] VIVAGREEN, Disponível em “http://vivagreen.com.br” acesso em: 01 de junho de 2017

[3] REKINGER, M.; THIES, F.; SOLARPOWER EUROPE, “Global Market Outlook For Solar Power 2015-2019” Europe, 2015.

[4] SOLARGIS, Disponível em “http://solargis.com/assets/graphic/free-

2017.

[5] TEODORESCU, R.; LISERRE, M.; RODRIGUEZ, P., “Grid Converters for Photovoltaic and Wind Power Systems”, 2011

[6] VALENTE, V. O., “Análise de Problemas de Qualidade da Energia Elétrica Causados pela Proteção Anti-Ilhamento de Gerados Distribuídos”, São Carlos. , 2013.

[7] STEVENS, J.; BONN, R.; GINN, J.; GONZALEZ, S.; KERN, G., “Development and Testing of an Approach to Anti-Islanding in Utility-interconnected Photovoltaic Systems”, SAND-2000-1939, Sandia National Laboratories, Albuquerque, NM, Aug 2000

[8] BORTONI, E. C. “Procedimentos de distribuição no Brasil: regras para o acesso.”

Revista Brasileira de Energia, Itajubá, 2007

[9] SAMPAIO, L., “Controle da Injeção de Potências Ativa e Reativa em Inversor de Geração Distribuída Conectado à Rede de Distribuição em Corrente Alternada em Baixa Tensão, Empregando LMIs com Realimentação de Estados e Critérios de ‘D- estabilidade”, Ilha Solteira, 2013, UNESP.

[10] SEVERO, L., “Estudo e Implementação de Métodos de Proteção de Anti-ilhamento Aplicados a Sistemas Fotovoltaicos”, Florianópolis, 2011 – INEP / CTC,UFSC

[11] BOWER, W.; ROPP, M., “Evaluation of Islanding Detection Methods for Utility- Interactive Inverters in Photovoltaic Systems”, SAND-2002-3591, Sandia National Laboratories, Albuquerque, NM, Aug 2002.

[12] KUNTE, R.; GAO, W., “Comparison and Review of Islanding Detection Techniques

for Distributed Energy Resources”, Power Symposium, 2008.

[13] BRITO, M., “Inversores Integrados Monofásicos e Trifásicos para Aplicações Fotovoltaicas: Técnicas para obtenção de MPPT, detecção e proteção de ilhamento, sincronização e paralelismo com a rede de distribuição de energia elétrica”, Ilha Solteira, 2013, UNESP.

[14] IEEE-Std.929-2000, “Recommended Practice for Utility Interface of Photovoltaic Utility”, 2000.

[15] ABNT NBR IEC 62116, “Procedimento de Ensaio de Anti-Ilhamento para Inversores

de Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede Elétrica”, Padrão Brasileiro IEEE, 1992.