Sistema fotovoltaico conectado à rede elétrica trifásica com conexão cascata de conversores cc-cc

(1)

DIRETORIA DE PESQUISA E PÓS-GRADUAÇÃO

PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA MESTRADO EM ENGENHARIA ELÉTRICA

MAYKON VICHOSKI DA ROCHA

SISTEMA FOTOVOLTAICO CONECTADO À REDE ELÉTRICA

TRIFÁSICA COM CONEXÃO CASCATA DE CONVERSORES CC-CC

DISSERTAÇÃO

CORNÉLIO PROCÓPIO 2019

(2)

SISTEMA FOTOVOLTAICO CONECTADO À REDE ELÉTRICA

TRIFÁSICA COM CONEXÃO CASCATA DE CONVERSORES CC-CC

Dissertação apresentada ao Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica da Universidade Tecnológica Federal do Paraná como requisito parcial para obtenção do título de “Mestre em Engenharia Elétrica”.

Orientador: Prof. Dr. Leonardo Poltronieri Sampaio Co-orientador: Prof. Dr. Sérgio Augusto Oliveira da Silva

CORNÉLIO PROCÓPIO 2019

(3)

Sistema fotovoltaico conectado à rede elétrica trifásica com conexão cascata de conversores CC-CC / Maykon Vichoski da Rocha. – 2019.

122 p. : il. color. ; 31 cm.

Orientador: Leonardo Poltronieri Sampaio. Coorientador: Sérgio Augusto Oliveira da Silva.

Dissertação (Mestrado) – Universidade Tecnológica Federal do Paraná. Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica. Cornélio Procópio, 2019.

Bibliografia: p. 101-105.

1. Geração distribuída de energia elétrica. 2. Sistemas de energia fotovoltaica. 3. Conversores de corrente elétrica. 4. Engenharia Elétrica – Dissertações. I. Sampaio, Leonardo Poltronieri, orient. II. Silva, Sérgio Augusto Oliveira da. III. Universidade Tecnológica Federal do Paraná. Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica. IV. Título.

CDD (22. ed.) 621.3

Biblioteca da UTFPR - Câmpus Cornélio Procópio Bibliotecário/Documentalista responsável:

(4)

TERMO DE APROVAÇÃO Título da Dissertação Nº 058:

“Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede Elétrica Trifásica

em Conexão Cascata de Conversores CC-CC”.

por

Maykon Vichoski da Rocha

Orientador: Prof. Dr. Leonardo Poltronieri Sampaio

Coorientador: Prof. Dr. Sérgio Augusto Oliveira da Silva

Esta dissertação foi apresentada como requisito parcial à obtenção do grau de MESTRE EM ENGENHARIA ELÉTRICA – Área de Concentração: Sistemas Eletrônicos Industriais, pelo Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica – PPGEE – da Universidade Tecnológica Federal do Paraná – UTFPR – Câmpus Cornélio Procópio, às 10 horas do dia 08 de agosto de 2019. O trabalho foi ___________ pela Banca Examinadora, composta pelos professores:

__________________________________

Prof. Dr. Leonardo Poltronieri Sampaio Presidente

__________________________________

Prof. Dr. Sérgio Augusto Oliveira da Silva UTFPR-CP

_________________________________

Prof. Dr. Fabricio Bradaschia UFPE

___________________________________

Prof. Dr. Rodrigo Aparecido Fernandes Pereira UTFPR-AP

Visto da coordenação: __________________________________

Prof. Dr. Alessandro do Nascimento Vargas

Coordenador do Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica UTFPR Câmpus Cornélio Procópio

A Folha de Aprovação assinada encontra-se na Coordenação do Programa.

Av. Alberto Carazzai, 1640 - 86.300-000- Cornélio Procópio – PR.

(5)

(6)

Agradeço este trabalho aos meus pais e a todos os meus familiares e amigos que me apoiaram no decorrer deste trabalho e que sempre foram exemplos para minha pessoa.

Ao meu orientador, Prof. Dr. Leonardo Poltronieri Sampaio, pela sua orientação e tempo dedicado, pela paciência nos momentos de dúvidas e pelas cobranças e pelo conhecimento compartilhado a todos os momentos. Ao meu co-orientador, Prof. Dr. Sérgio Augusto Oliveira da Silva, pelo apoio e colaboração durante o desenvolvimento deste trabalho. E também aos membros participantes da banca de avaliação Prof. Dr. Rodrigo Aparecido Fernandes Pereira e Prof. Dr. Fabrício Bradaschia.

A todos os professores do Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica da UTFPR - câmpus Cornélio Procópio (PPGEE-CP) por todos os ensinamentos, e aos colegas do Laboratório de Eletrônica de Potência (LEPQER): Danilo Henrique Wollz, Guilherme Masquetti Pelz, Marcelo Hideo de Freitas Takami, Vinícius Dario Bacon, Rafaela Dizaró Silveira, Sebastian de Jesus Manrique, Leonardo Campanhol e Vinícius Souza, por sempre estarem dispostos a compartilhar conhecimentos e experiências.

(7)

DA ROCHA, Maykon Vichoski. Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede Elétrica Trifásica com Conexão Cascata de Conversores CC-CC. 2019. 122 f. Dissertação – Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica, Universidade Tecnológica Federal do Paraná. Cornélio Procópio, 2019.

Este trabalho apresenta o estudo, projeto e análise de um sistema FV composto por três conver-sores CC-CC Boost conectados em cascata no primeiro estágio de conversão potência, enquanto o segundo estágio emprega um inversor trifásico a três fios (3-L) conectado à rede elétrica por meio de um filtro L, o qual injeta toda a corrente ativa disponível nos arranjos FVs do sistema na rede elétrica. Condições de sombreamentos parciais podem afetar o desempenho de sistemas FVs, uma vez que o sombreamento limita a energia disponível no arranjo FV, assim, neste trabalho é empregado a associação de conversores CC-CC em cascata para reduzir os efeitos de sombreamento parcial. Por outro lado, as técnicas heurísticas de seguimento do ponto de máxima potência (MPPT - Maximum Power Point Tracking) podem operar em pontos de máximos locais de potência (LMPP) ao invés do máximo global (GMPP). Desta forma, com o objetivo de maximizar a eficiência global do sistema, assim como a garantir que sistema esteja operando no GMPP, são apresentadas quatro técnicas de MPPT baseadas no método de otimização dos lobos cinzentos (GWO - Grey Wolf Optimization). Tais técnicas são denominadas neste trabalho como GWO, GWO-Beta, GWO-IC (Condutância Incremental) e GWO-P&O (Perturbe e Observe). Por meio de resultados de simulação e experimentais, empregando um protótipo de 3 kWp, o desempenho e eficácia das técnicas de MPPT, bem como do sistema FV são avaliados levando em consideração o tempo de convergência, as oscilações de potência em regime permanente, assim como a eficiência na busca do ponto de máxima potência.

Palavras-chave: Geração Distribuída. Sistemas Fotovoltaicos. Conversores em Cascata. Eletrô-nica de Potência. TécEletrô-nicas de Seguimento do Ponto de Máxima Potência.

(8)

Da Rocha, Maykon Vichoski. Photovoltaic System Connected to the Three-Phase Electric Grid with Cascaded DC-DC Converters. 2019. 122 f. Master Thesis – Electrical Engineering Graduate Program, Federal University of Technology - Paraná. Cornélio Procópio, 2019. This work presents the study, design and analysis of a PV system consisted of three cascaded DC-DC Boost converters in the first stage of power conversion, while the second stage employs a three-phase inverter (3-L) grid-connected with a L filter, which injects all the active current available from the PV arrays into the grid. Partial shading can affect the performance of the PV systems since it limits the energy available on the PV array, thus, this work employs cascaded DC-DC converters to reduce the effects of partial shading. On the other way, the heuristic MPPT (Maximum Power Point Tracking) techniques can operate at the local maximum points (LMPP) instead the global maximum points (GMPP). Therefore, in order to maximize the global efficiency, as well as to guarantee that the system operates at the GMPP, it is presented four MPPT techniques based on the grey wolf optimization algorithm (GWO). These techniques are denominated as GWO, GWO-Beta, GWO-IC (Incremental Conductance) e GWO-P&O (Perturb and Observe). The performance and effectiveness of the MPPT techniques, as well as of the PV system are measured considering the convergence time, the oscillations in steady state, as well as the efficiency to search the maximum power point by means of simulation and experimental results, using a 3kWp prototype.

Keywords: Distributed Generation. Photovoltaic Systems. Cascaded Converters. Power Eletronics. Maximum Power Point Techniques.

(9)

FIGURA 1.1 – Distribuição da Irradiância Solar Direta no Brasil. . . 19

FIGURA 1.2 – Potencial de Geração de Energia Fotovoltaica no Brasil. . . 20

FIGURA 2.1 – Exemplos de arranjos FVs: (a) módulos FVs associados em série; (b) módulos FVs associados em série-paralelo. . . 26

FIGURA 2.2 – Curvas Características de um Arranjo FV: (a) curva PxV quando há vari-ações nos níveis de irradiância solar; (b) curva IxV quando há varivari-ações nos níveis de irradiância solar; (c) curva PxV quando há variações nos níveis de temperatura; (d) curva IxV quando há variações nos níveis de temperatura. . . 27

FIGURA 2.3 – Curvas Características PxV de um Arranjo FV: (a) arranjo operando em STC; (b) arranjo operando sob condição de sombreamento parcial 1; (c) arranjo operando sob condição de sombreamento parcial 2; (d) arranjo operando sob condição de sombreamento parcial 3. . . 28

FIGURA 2.4 – Topologias de Sistemas FVs centralizados: (a) o sistema de um único estágio; (b) sistema de duplo estágio. . . 29

FIGURA 2.5 – Sistema FV com estrutura tipo string. . . 30

FIGURA 2.6 – Sistema FV multi-string. . . 31

FIGURA 2.7 – Sistema FV Distribuído. . . 32

FIGURA 2.8 – Técnica de MPPT - Condutância Incremental (IC). . . 33

FIGURA 2.9 – Técnica de MPPT - Método Beta. . . 34

FIGURA 2.10–Técnica de MPPT - Método P&O. . . 35

FIGURA 2.11–Técnica de MPPT Meta-heurística - Algoritmo GWO. . . 37

FIGURA 2.12–Técnica de MPPT Híbrida - Algoritmo GWO combinado com a técnica P&O. . . 38

FIGURA 2.13–Técnica de MPPT Híbrida - Algoritmo de otimização dos lobos cinzentos (GWO) combinado com Método Beta. . . 39

FIGURA 2.14–Técnica de MPPT Híbrida - Algoritmo GWO combinado com a técnica IC. 40 FIGURA 3.1 – Sistema a ser implementado - DS-3BC-3L. . . 42

FIGURA 3.2 – Topologia do Conversor CC-CC Boost (a) sem perdas (b) com perdas no indutor Lb. . . 43

FIGURA 3.3 – Curvas de ganho estático para o conversor CC-CC Boost considerando as perdas no indutor Lb. . . 44

FIGURA 3.4 – Metodologia de extração das potências dos arranjos FV. . . 45

FIGURA 3.5 – Comportamento estimado do sistema para o Caso 1. . . 46

FIGURA 3.8 – Diagrama do gerador de referência de corrente baseado no SRF e da malha de controle de corrente do inversor 3-L. . . 50

FIGURA 3.9 – Diagrama em blocos das malhas de controle das correntes do inversor 3-L. 52 FIGURA 3.10–Diagrama de Bode da FT GP ido sistema compensado em malha aberta GM ACi e do sistema controlado GM AP Ii do inversor com filtro L. . . 54

FIGURA 3.11–Diagrama de Bode da planta do inversor com filtro L com os controladores ressonantes. . . 55

FIGURA 3.12–Diagrama de Bode da FT GP v, do sistema compensado em malha aberta GM ACv e do sistema controlado GM AP Iv do inversor com filtro L. . . 57

(10)

FIGURA 4.2 – Curvas Características PP V x vP V dos arranjos FVs para o sistema

DS-3BL-3L: (a) Situação 1; (b) Situação 2; (c) Situação 3 (500W/div; 50V/div). 63 FIGURA 4.3 – Resultados de simulação mostrando PP V, vP V, iP V, VCB e D para o

sistema operando com o algoritmo de MPPT GWO: (a) Arranjo FV 1 ; (b) Arranjo FV 2; (c) Arranjo FV 3 (250W/div; 25V/div; 5A/div; 100V/div; 0,25un/div; 2,5s/div). . . 64 FIGURA 4.4 – Resultados de simulação mostrando PP V, vP V, iP V, VCB e D para o

sistema operando com o algoritmo de MPPT GWO-beta: (a) Arranjo FV 1; (b) Arranjo FV 2; (c) Arranjo FV 3 (250W/div; 25V/div; 5A/div; 100V/div; 0,25un/div; 2,5s/div). . . 65 FIGURA 4.5 – Resultados de simulação mostrando PP V, vP V, iP V, VCB e D para o

sistema operando com o algoritmo de MPPT GWO-IC: (a) Arranjo FV 1; (b) Arranjo FV 2; (c) Arranjo FV 3 (250W/div; 25V/div; 5A/div; 100V/div; 0,25un/div; 2,5s/div). . . 65 FIGURA 4.6 – Resultados de simulação mostrando PP V, vP V, iP V, VCB e D para o

sistema operando com o algoritmo de MPPT GWO-P&O: (a) Arranjo FV 1; (b) Arranjo FV 2; (c) Arranjo FV 3 (250W/div; 25V/div; 5A/div; 100V/div; 0,25un/div; 2,5s/div). . . 66 FIGURA 4.7 – Resultados de simulação mostrando PP V _T, VCC, vs(abc) e is(abc) para o

sistema operando com o algoritmo de MPPT GWO-IC: (a) Soma dos Arranjos FVs + Tensão do Barramento CC; (b) Tensões e correntes de pico da rede elétrica em todo o tempo de simulação (1000W/div; 50V/div; 10V/A/div; 2,5s/div). . . 69 FIGURA 4.8 – Resultados de simulação mostrando vs(abc) e is(abc) para o sistema

ope-rando com o algoritmo de MPPT GWO-IC: (a) Aproximado - Situação 1; (b) Aproximado - Situação 2; (c) Aproximado - Situação 3 (10V/A/div; 0.005s/div). . . 69 FIGURA 4.9 – Resultados de simulação mostrando PP V, vP V, iP V, VCB e D para o

sistema operando com o algoritmo de MPPT GWO-IC: (a) Arranjo FV 1; (b) Arranjo FV 2; (c) Arranjo FV 3 (250W/div; 25V/div; 5A/div; 100V/div; 0,25un/div; 2,5s/div). . . 71 FIGURA 4.10–Resultados de simulação mostrando PP V _T, VCC, vs(abc) e is(abc) para o

sistema operando com o algoritmo de MPPT GWO-IC: (a) Soma dos Arranjos FVs + Tensão do Barramento CC; (b) Tensões e correntes de pico da rede elétrica em todo o tempo de simulação (1000W/div; 50V/div; 10V/A/div; 2,5s/div). . . 73 FIGURA 4.11–Resultados de simulação mostrando vs(abc)e is(abc)para o sistema operando

com o algoritmo de MPPT GWO-IC: (a) Aproximado - Antes da Falha; (b) Aproximado - Depois da Falha (10V/A/div; 0.005s/div). . . 73 FIGURA 4.12–Resultados de simulação mostrando VCC e VCB(123) para o sistema

ope-rando com o algoritmo de MPPT GWO-IC: (a) Sem a MCFF - 8 Hz; (b) Com a MCFF - 40 Hz(10V/A/div; 0.005s/div). . . 75

(11)

Arranjo FV 1; (b) Arranjo FV 2; (c) Arranjo FV 3 (250W/div; 25V/div; 5A/div; 100V/div; 0,25un/div; 2,5s/div). . . 76 FIGURA 4.14–Resultados de simulação mostrando PP V _T, VCC, vs(abc) e is(abc) para o

sistema operando com o algoritmo de MPPT GWO-IC e com a MCFF: (a) Soma dos Arranjos FVs + Tensão do Barramento CC; (b) Tensões e cor-rentes de pico da rede elétrica em todo o tempo de simulação (1000W/div; 50V/div; 10V/A/div; 2,5s/div). . . 77 FIGURA 4.15–Resultados de simulação mostrando vs(abc)e is(abc)para o sistema operando

com o algoritmo de MPPT GWOIC e com a MCFF: (a) Aproximado -Situação 1; (b) Aproximado - -Situação 2; (c) Aproximado - -Situação 3 (10V/A/div; 0.005s/div). . . 77 FIGURA 4.16–Visão geral do protótipo do sistema DS-3BC-3L. . . 79 FIGURA 4.17–Visão geral dos módulos FVs utilizados pelo protótipo do sistema

DS-3BC-3L. . . 80 FIGURA 4.18–Curvas Características práticas PP V x tempo dos arranjos FVs para o

sistema DS-3BL-3L para o caso de irradiância solar uniforme (150W/div; 11,25V/div; 3A/div; 1ms/div). . . 80 FIGURA 4.19–Resultados práticos mostrando PP V, vP V, iP V para o sistema operando

com o algoritmo de MPPT GWO: (a) Arranjo FV 1; (b) Arranjo FV 2; (c) Arranjo FV 3 (150W/div; 11V/div; 3A/div; 2s/div). . . 81 FIGURA 4.20–Resultados práticos mostrando PP V, vP V, iP V para o sistema operando

com o algoritmo de MPPT GWO-beta: (a) Arranjo FV 1; (b) Arranjo FV 2; (c) Arranjo FV 3 (150W/div; 11V/div; 3A/div; 2s/div). . . 81 FIGURA 4.21–Resultados práticos mostrando PP V, vP V, iP V para o sistema operando

com o algoritmo de MPPT GWO-P&O: (a) Arranjo FV 1; (b) Arranjo FV 2; (c) Arranjo FV 3 (150W/div; 11V/div; 3A/div; 2s/div). . . 82 FIGURA 4.22–Resultados práticos mostrando PP V, vP V, iP V para o sistema operando

com o algoritmo de MPPT GWO-IC: (a) Arranjo FV 1; (b) Arranjo FV 2; (c) Arranjo FV 3 (150W/div; 11V/div; 3A/div; 2s/div). . . 82 FIGURA 4.23–Resultados práticos mostrando PP V _T, VCC, vs(abc) e is(abc) para o sistema

operando com o algoritmo de MPPT GWO-IC: (a) Soma dos Arranjos FVs + Tensão do Barramento CC; (b) Tensão da fase a e correntes injetadas na

rede elétrica (450W/div; 18V/div; 2s/div)(50V/div; 5A/div; 0.005s/div). . 84 FIGURA 4.24–Resultados práticos mostrando a taxa de distorção harmônica (TDH) nas

correntes is(abc): (a) Fase A; (b) Fase B; (c) Fase C. . . 84

FIGURA 4.25–Curva Característica prática PP V x tempo do arranjo FV para o sistema

DS-3BL-3L no caso de sombreamento parcial (150W/div; 11,25V/div; 3A/div; 2ms/div). . . 85 FIGURA 4.26–Resultados práticos mostrando PP V, vP V, iP V para o sistema operando

com o algoritmo de MPPT GWO: (a) Arranjo FV 1; (b) Arranjo FV 2; (c) Arranjo FV 3 (150W/div; 11V/div; 3A/div; 2s/div). . . 86 FIGURA 4.27–Resultados práticos mostrando PP V, vP V, iP V para o sistema operando

com o algoritmo de MPPT GWO-beta: (a) Arranjo FV 1; (b) Arranjo FV 2; (c) Arranjo FV 3 (150W/div; 11V/div; 3A/div; 2s/div). . . 86

(12)

FIGURA 4.29–Resultados práticos mostrando PP V, vP V, iP V para o sistema operando

com o algoritmo de MPPT GWO-IC: (a) Arranjo FV 1; (b) Arranjo FV 2; (c) Arranjo FV 3 (150W/div; 11V/div; 3A/div; 2s/div). . . 87 FIGURA 4.30–Resultados práticos mostrando PP V _T, VCC, vs(abc) e is(abc) para o sistema

operando com o algoritmo de MPPT GWO-IC: (a) Soma dos Arranjos FVs + Tensão do Barramento CC; (b) Tensão da fase a e correntes injetadas na

rede elétrica (450W/div; 18V/div; 2s/div)(50V/div; 5A/div; 0.005s/div). . 89 FIGURA 4.31–Resultados práticos mostrando a taxa de distorção harmônica (TDH) nas

FIGURA 4.32–Curvas Características práticas PP V x tempo dos arranjos FVs para o

com o algoritmo de MPPT GWO-IC: (a) Arranjo FV 1; (b) Arranjo FV 2; (c) Arranjo FV 3 (150W/div; 11V/div; 3A/div; 2s/div). . . 90 FIGURA 4.34–Resultados práticos mostrando PP V, VCC, vs(abc) e is(abc) para o sistema

operando com o algoritmo de MPPT GWO-IC: (a) Soma dos Arranjos FVs + Tensão do Barramento CC; (b) Tensão da fase a e correntes injetadas rede elétrica antes da falha (c)Tensão da fase a e correntes injetadas rede elétrica depois da falha (450W/div; 18V/div; 2s/div)(50V/div; 5A/div; 0.005s/div). . . 92 FIGURA 4.35–Resultados práticos mostrando a taxa de distorção harmônica (TDH) nas

FIGURA 4.36–Resultados práticos mostrando a taxa de distorção harmônica (TDH) nas correntes is(abc): (a) Fase A; (b) Fase B; (c) Fase C. . . 93

FIGURA 4.37–Curvas Características práticas PP V x tempo dos arranjos FVs para o

com o algoritmo de MPPT GWO-IC e com a MCFF: (a) Arranjo FV 1; (b) Arranjo FV 2; (c) Arranjo FV 3 (150W/div; 11V/div; 3A/div; 2s/div). . . 94 FIGURA 4.39–Resultados práticos mostrando PP V, VCC, vs(abc) e is(abc) para o sistema

operando com o algoritmo de MPPT GWO-IC e com a MCFF: (a) Soma dos Arranjos FVs + Tensão do Barramento CC; (b) Tensões e correntes da rede elétrica (450W/div; 18V/div; 2s/div)(50V/div; 5A/div; 0.005s/div). . 94 FIGURA 4.40–Curva Característica prática PP V x tempo do arranjo FV para o sistema

DS-3BL-3L no caso de sombreamento parcial (150W/div; 11,25V/div; 3A/div; 2ms/div). . . 95 FIGURA 4.41–Resultados práticos mostrando PP V, vP V, iP V para o sistema operando

com o algoritmo de MPPT GWO-IC e com a MCFF: (a) Arranjo FV 1; (b) Arranjo FV 2; (c) Arranjo FV 3 (150W/div; 11V/div; 3A/div; 2s/div). . . 96 FIGURA 4.42–Resultados práticos mostrando PP V _T, VCC, vs(abc) e is(abc) para o sistema

operando com o algoritmo de MPPT GWO-IC: (a) Soma dos Arranjos FVs + Tensão do Barramento CC; (b) Tensões e correntes da rede elétrica (450W/div; 18V/div; 2s/div)(50V/div; 5A/div; 0.005s/div). . . 96

(13)

MCFF - 1 Hz; (c) Com a MCFF - 20 Hz (18V/div; 45V/div; 2s/div). . . . 98 FIGURA A.1 – Circuito equivalente para a Célula Fotovoltaica. . . 109 FIGURA B.1 – Circuito equivalente do inversor trifásico. . . 110 FIGURA B.2 – Circuitos equivalentes do inversor trifásico no referencial estacionário αβ. 116 FIGURA D.1 – Diagrama em blocos do algoritmo 3pPLL. . . 118 FIGURA D.2 – Diagrama em blocos da malha de controle do sistema pPLL. . . 119 FIGURA D.3 – Diagrama de Bode da Planta GPpll, do Sistema Compensado em Malha

Aberta GM A_Cpll e do Sistema Controlado GM AP Ipll. . . 120

FIGURA E.1 – Inversor trifásico 3-L. . . 121 FIGURA E.2 – Modulação SPWM aplicada a um Inversor trifásico 3-L: (a) Comparação

dos três sinais de controle com o sinal triangular; (b) Aproximado. . . 122 FIGURA E.3 – Modulação SPWM aplicada a um Inversor trifásico 3-L: (a) Três níveis na

(14)

QUADRO 3.2 – Ganhos do controlador PI da Malha de Corrente com filtro L. . . 53

QUADRO 3.3 – Especificações para Projeto dos Controladores PI Ressonantes. . . 55

QUADRO 3.4 – Ganhos dos controladores ressonantes para inversor com filtro L. . . 55

QUADRO 3.5 – Especificações para Projeto do Controlador PI de tensão do barramento CC. 56 QUADRO 3.6 – Ganhos do controlador PI da Malha de Corrente com filtro L. . . 56

QUADRO 4.1 – Parâmetros do módulo FV SolarWorld Sunmodule Plus SW 245 em STC. 61 QUADRO 4.2 – Parâmetros considerados para a realização dos ensaios (conversor CC-CC Boost, inversor 3-L). . . 61

QUADRO 4.3 – Parâmetros considerados para a realização dos ensaios (MPPT). . . 61

QUADRO 4.4 – Especificações de projeto e ganho dos controladores. . . 62

QUADRO 4.5 – Conteúdo Harmônico da Rede Elétrica utilizada na Simulação. . . 64

QUADRO 4.6 – Principais Resultados de Simulação para o sistema DS-3BC-3L operando em STC. . . 66

QUADRO 4.7 – Principais Resultados de Simulação para o sistema DS-3BC-3L operando sob Irradiância Solar Uniforme. . . 67

QUADRO 4.8 – Principais Resultados de Simulação para o sistema DS-3BC-3L operando sob condições de Sombreamento Parcial. . . 68

QUADRO 4.9 – Resultados de Simulação envolvendo as tensões e correntes da rede elétrica para o sistema DS-3BC-3L operando com o algoritmo de MPPT GWO-IC. . . 70

QUADRO 4.10 –Taxa de Distorção Harmônica no sistema DS-3BL-3L. . . 70

QUADRO 4.11 –Análise dos Resultados de Simulação para o sistema DS-3BC-3L. . . . 72

QUADRO 4.12 –Resultados de Simulação envolvendo as tensões e correntes da rede elétrica para o sistema DS-3BC-3L operando com o algoritmo de MPPT GWO-IC. . . 74

QUADRO 4.13 –Taxa de Distorção Harmônica no sistema DS-3BC-3L. . . 74

QUADRO 4.14 –Comparação da resposta dinâmica do barramento CC - Testes de Simulação. 75 QUADRO 4.15 –Análise dos Resultados de Simulação para o sistema DS-3BC-3L ope-rando com a MCFF. . . 76

QUADRO 4.16 –Resultados de Simulação envolvendo as tensões e correntes da rede elétrica para o sistema DS-3BC-3L operando com o algoritmo de MPPT GWO-IC e com a MCFF. . . 78

QUADRO 4.17 –Taxa de Distorção Harmônica no sistema DS-3BC-3L operando com a MCFF. . . 78

QUADRO 4.18 –Principais Resultados Experimentais para o sistema DS-3BC-3L ope-rando sob irradiância solar uniforme. . . 83

QUADRO 4.19 –Principais Resultados Experimentais para o sistema DS-3BC-3L ope-rando sob irradiância solar uniforme. . . 88

QUADRO 4.20 –Análise dos Resultados Experimentais para o sistema DS-3BC-3L. . . . 91

QUADRO 4.21 –Análise dos Resultados Experimentais para o sistema DS-3BC-3L ope-rando com a MCFF. . . 97

QUADRO 4.22 –Comparação da resposta dinâmica do barramento CC - Testes experimentais. 98 QUADRO C.1 –Limites relacionados a taxa de distorção harmônica da corrente injetada na rede elétrica de distribuição . . . 117

(15)

ACO Ant Colony Optimization AFs Adaptive Filters

DS-3BC-3L Duplo Estágio composto por 3 conversores CC-CC Boost + Inversor Trifásico 3-L DSC Digital Signal Controller

FV fotovoltaico

GD Geração Distribuída

GMPP Global Maximum Power Point GWO Grey Wolf Optimization IC Condutância Incremental

IEC International Electrotechnical Commission IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers LIT Linear Invariante no Tempo

LMPP Local Maximum Power Point MCC Modo de Condução Continua MCFF Malha de Controle Feed-Foward

MF Margem de Fase

MPP Maximum Power Point

MPPT Maximum Power Point Tracking NBR Norma Brasileira

OIE Oferta Interna de Energia P&O Perturbe e Observe PLL Phase-Locked Loop

PSD Positive Sequence Detector PSO Particle Swarm Optimization

PV Photovoltaic

SPWM Sinusoidal Pulse Width Modulation SRF Synchronous Reference Frame STC Standard Test Conditions

(16)

β∗ Variável de Referencia do Método Beta

K Kelvin

Ns Número de células FVs do módulo FV

~a Vetor do coeficiente (GWO) ~

f Vetor do coeficiente (GWO)

~xp Vetor de posição da presa (GWO)

~x Vetor de posição dos lobos cinzentos (GWO)

~b Vetor linear (GWO)

~r1 Vetores aleatórios em [0, 1] (GWO)

~r2 Vetores aleatórios em [0, 1] (GWO)

TON Tempo em que a chave permanece fechada

Ts Período total da forma de onda

fch Frequência de chaveamento

D Razão Cíclica

θpll Ângulo de fase da rede elétrica

iLf α Corrente do indutor no referencial αβ0

iLf β Corrente do indutor no referencial αβ0

iLf 0 Corrente do indutor no referencial αβ0

i∗_{Lf α} Corrente de referência do indutor no referencial αβ0 i∗_{Lf β} Corrente de referência do indutor no referencial αβ0 i∗_{Lf 0} Corrente de referência do indutor no referencial αβ0 Vtri Amplitude da triangular

KP i Ganho Proporcional do Controlador de Corrente

KIi Ganho Integral do Controlador de Corrente

GP i Função de Transferência da Planta de Corrente

GM ACi Sistema compensado em malha aberta da planta de corrente

GM AP Ii Sistema controlado em malha aberta da planta de corrente

K1 Ganho 1 do Controlador de Corrente Ressonante

KP v Ganho Proporcional do Controlador de Tensão

KIv Ganho Integral do Controlador de Tensão

GP v Função de Transferência da Planta de tensão

GM ACv Sistema compensado em malha aberta da planta de tensão

GM AP Iv Sistema controlado em malha aberta da planta de tensão

PP V _T Soma das potências dos arranjos FVs

PP V _1 Potência do primeiro arranjo FV

PP V _2 Potência do segundo arranjo FV

PP V _3 Potência do terceiro arranjo FV

vP V _(123) Tensões dos arranjos FVs 1,2 e 3

iP V _(123) Correntes dos arranjos FVs 1,2 e 3

VSP Tensão de pico na rede elétrica

ISP Corrente de pico na rede elétrica

(17)

Vmpp Tensão de MPP do Módulo FV

Impp Corrente de MPP do Módulo FV

Voc Tensão de circuito-aberto do Módulo FV

Isc Corrente de curto-circuito do Módulo FV

vsabc Tensão eficaz da rede elétrica por fase

fs Frequência nominal da rede elétrica

fa Frequência de amostragem do conversor A/D

Cpv Filtro capacitivo do arranjo FV

LB1 Indutância do Boost 1

RLB1 Resistência do indutor do Boost 1

CB1 Capacitância de saída do Boost 1

CCC Capacitância do barramento CC

VCC Tensão do barramento CC

KP W M Ganho do PWM para o inversor 3-L

LF f a Filtro Lfa

RLf a Resistências interna do filtro Lfa

LF f b Filtro Lfb

RLf b Resistências interna do filtro Lfb

LF f c Filtro Lfc

RLf c Resistências interna do filtro Lfc

fsM P P T Frequência do MPPT

NL Número total de lobos

Nit Número de iterações para o algoritmo GWO

δP Limite de variação de potência

∆D Passo de incremento da razão cíclica (MPPT) ωci Frequência de cruzamento

vpv_c Tensão nos terminais de saída da célula solar;

ipv_c Corrente nos terminais de saída da célula solar;

Iph Fotocorrente

I0 Corrente de saturação reversa do diodo

Rs Resistência série da célula

Rp Resistência paralela da célula

q carga do elétron, 1, 6 ∗ 10−19C η Fator de idealidade da junção p-n

k Constante de Boltzmann, 1, 38 ∗ 10−23J/K

T Temperatura ambiente, K

Ig0 Corrente de curto-circuito por célula

Vca Tensão de circuito aberto

η Coeficiente de temperatura de Icc

(18)

αβ0 Eixos de referência síncrona abc Eixos de referência estacionária

vLf a Tensão sobre o indutor da fase a no referencial abc

vLf b Tensão sobre o indutor da fase b no referencial abc

vLf c Tensão sobre o indutor da fase c no referencial abc

u12 Tensão de saída do inversor entre os pontos 1 e 2 no referencial abc

u23 Tensão de saída do inversor entre os pontos 2 e 3 no referencial abc

vsab Tensão de linha da rede elétrica no referencial abc

vsbc Tensão de linha da rede elétrica no referencial abc

iLf a Corrente do indutor da fase a no referencial abc

iLf b Corrente do indutor da fase b no referencial abc

iLf c Corrente do indutor da fase c no referencial abc

RLf Resistência série dos indutores das fases a,b e c no referencial abc

Da Razão cíclica do inversor trifásico (fase a)

Db Razão cíclica do inversor trifásico (fase b)

Dc Razão cíclica do inversor trifásico (fase c)

u1 Tensão sintetizada pelo inversor

vsa Tensão da rede elétrica - fase a

vsb Tensão da rede elétrica - fase b

vsc Tensão da rede elétrica - fase c

Tαβ0 Transformada de Clark

Ti

αβ0 Transformada Inversa de Clark

(19)

1 INTRODUÇÃO . . . 18

1.1 MOTIVAÇÃO . . . 22

1.2 OBJETIVOS . . . 23

1.2.1 Objetivo Geral . . . 23

1.2.2 Objetivos Específicos . . . 23

1.3 CONTRIBUIÇÃO ERELEVÂNCIA DO TRABALHO . . . 23

1.4 ORGANIZAÇÃO DO TRABALHO . . . 23

2 TÉCNICAS DE MPPT PARA SISTEMAS FOTOVOLTAICOS . . . 25

2.1 SISTEMASFOTOVOLTAICOS . . . 25

2.2 TÉCNICAS DE MPPT HEURÍSTICAS . . . 32

2.2.1 Condutância Incremental (do inglês, Incremental Conductance - IC) . . . 32

2.2.2 Método Beta . . . 33

2.2.3 Método Perturbe & Observe (do inglês, Perturb & Observe - P&O) . . . 34

2.3 TÉCNICA DE MPPTBASEADA NOALGORITMO DE OTIMIZAÇÃO DOS LOBOS CINZENTOS(DO INGLÊS, Grey Wolf Optimization - GWO) . . . 35

2.4 TÉCNICAS DE MPPT HÍBRIDAS . . . 37

2.4.1 Técnica de MPPT baseada no Algoritmo de otimização dos lobos cinzentos (GWO) combinado com a técnica P&O . . . 38

2.4.2 Técnica de MPPT baseada no Algoritmo de otimização dos lobos cinzentos (GWO) combinada com o Método Beta . . . 39

2.4.3 Técnica de MPPT baseada no Algoritmo dos Lobos GWO combinado com a técnica IC . . . 40

2.5 CONCLUSÃO . . . 40

3 CARACTERÍSTICAS DO SISTEMA FV DS-3BC-3L . . . 42

3.1 CONVERSORCC-CC BOOST . . . 42

3.2 ESTRATÉGIA PARA EXTRAÇÃO DAS POTÊNCIAS DOS ARRANJOS FV . . . 44

3.3 ANÁLISE DOS TRÊS CONVERSORESCC-CC BOOST CONECTADOS EMCASCATA 45 3.3.1 Caso 1 - Os três conversores CC-CC Boost operando com a mesma irradiância solar 46 3.3.2 Caso 2 - Um dos conversores CC-CC Boost operando com irradiância solar dife-rente dos demais . . . 47

3.3.3 Caso 3 - Os três conversores CC-CC Boost operando com diferentes níveis de irradiância solar . . . 48

3.4 ALGORITMO PARAGERAÇÃO DASREFERÊNCIAS DECORRENTE DOINVERSOR 3-L . . . 49

3.5 PROJETO DOSCONTROLADORES . . . 51

3.5.1 Malha de controle das Correntes . . . 51

3.5.2 Projeto dos Controladores PI das Malhas de Corrente com Filtro L . . . 52

3.5.3 Projeto dos Controladores Ressonantes . . . 54

3.6 PROJETO DO CONTROLADOR PIDA MALHA DE TENSÃO . . . 56

3.7 MALHA DECONTROLEFEED-FOWARD . . . 57

3.7.1 MCFF para o sistema DS-3BC-3L . . . 58

4 RESULTADOS DE SIMULAÇÃO E EXPERIMENTAIS . . . 60

4.1 RESULTADOS DE SIMULAÇÃO . . . 60

(20)

4.1.5 Sistema operando com a MCFF . . . 74

4.2 RESULTADOS EXPERIMENTAIS . . . 78

4.2.1 Curvas Características dos arranjos FVs para a primeira situação avaliada . . . . 80

4.2.2 Sistema Operando com Irradiância Solar Uniforme . . . 81

4.2.3 Curvas Características dos arranjos FVs para a segunda situação avaliada . . . 84

4.2.4 Sistema Operando sob condições de Sombreamento Parcial . . . 85

4.2.5 Curvas Características dos arranjos FVs para a terceira situação avaliada . . . 89

4.2.6 Falha no sistema . . . 90

4.2.7 Curvas Características dos arranjos FVs para a quarta situação avaliada . . . 93

4.2.8 Sistema Operando sob condições de irradiância solar uniforme . . . 94

4.2.9 Curvas Características dos arranjos FVs para a quinta situação avaliada . . . 95

4.2.10 Sistema Operando sob condições de Sombreamento Parcial . . . 96

4.2.11 Síntese dos resultados - MCFF . . . 97

4.2.12 Análise do comportamento do barramento CC - MCFF . . . 97

5 CONSIDERAÇÕES FINAIS E TRABALHOS FUTUROS . . . 99

5.1 CONSIDERAÇÕES FINAIS . . . 99

5.2 SUGESTÕES PARA CONTINUIDADE DOTRABALHO . . . 99

REFERÊNCIAS . . . 101

APÊNDICE A – TRABALHOS PUBLICADOS DURANTE O DESEN-VOLVIMENTO DESTE TRABALHO . . . 107

ANEXO A – MODELO DA CÉLULA FOTOVOLTAICA . . . 109

ANEXO B – MODELAGEM DO INVERSOR TRIFÁSICO 3-LEG . . . 110

B.0.1 Modelagem no referencial estacionário abc . . . 110

B.0.2 Modelagem no referencial estacionário αβ0 . . . 114

ANEXO C – NORMAS CORRELATAS A SISTEMA FVS . . . 117

ANEXO D – PLL TRIFÁSICO . . . 118

D.1 MALHA DECONTROLE DOSISTEMAPLL . . . 119

D.1.1 Projeto do Controlador PI do Sistema PLL . . . 119

ANEXO E – MODULAÇÃO POR LARGURA DE PULSO SENOIDAL (SPWM) . . . 121

(21)

1 INTRODUÇÃO

O Brasil é um país que tem uma alta demanda energética ocupando a quarta posição em um ranking composto pelos países que compõem o BRICS, bloco composto pelos países em desenvolvimento: Brasil, Rússia, Índia, China e África do Sul. O país ainda se encontra na nona posição levando em consideração o consumo mundial de energia (SILVA; NETO; SEIFERT, 2016). Além disso, há algum tempo o país lidera o ranking na utilização de fontes renováveis dos BRICS, registrando em outubro de 2018, 82,2% de fontes renováveis em sua matriz energética (FONTES. . . , 2018). Já na matriz de Oferta Interna de Energia (OIE) (toda energia necessária para movimentar a economia de um país), o Brasil conta com cerca de 43% de participação de energia renovável, mais de três vezes o indicador dos BRICS, de apenas 13,1% (BRASIL. . . , 2018).

Já a matriz de energia elétrica ficou em 624,3 TWh em 2017, montante 0,7% superior ao de 2016 (619,7 TWh). A oferta por energia eólica cresceu 26,5% e a por energia solar 875,6%. A supremacia da geração hidráulica ficou acentuada no período, ficando com 65,3% na estrutura da OIE (incluindo a importação da Usina de Itaipu), contra os 67,1% verificados em 2016 (64% em 2015, 65,2% em 2014 e 70,6% em 2013) (BALANÇO. . . , 2018).

Esse crescimento no uso de fontes de energia eólica e solar se deve ao intuito de mini-mizar a dependência do país de sua principal fonte geradora de energia, as usinas hidrelétricas, as quais, no período de seca, onde as chuvas não são tão frequentes e os reservatórios diminuem, têm o nível de geração de energia comprometido.

Dentre as energias renováveis, a energia solar é considerada uma fonte alternativa de energia com um elevado potencial de uso, e o Brasil possui um cenário bem favorável para utilização desta fonte de energia, pois a irradiância solar incidente no país é alta, ultrapassando os níveis de irradiância solar encontrados em vários países da união europeia (CEPEL, 2000). A Figura 1.1 apresenta a distribuição da irradiância solar direta no território brasileiro.

(22)

Figura 1.1 – Distribuição da Irradiância Solar Direta no Brasil.

Fonte: (BANK, 2017)

Para converter energia solar em energia elétrica são utilizadas as células fotovoltaicas (FV), que realizam esta conversão por meio do efeito fotoelétrico. Considerando que a tensão e corrente produzidos por uma única célula FV são bem pequenas em valor, faz-se a associação de diversas células para formar um módulo FV. Igualmente às conforme as células FVs, os módulos FV também podem ser associados, formando os arranjos FVs, que geralmente podem compor um sistema fotovoltaico (FV), (do inglês Photovoltaic (PV)), juntamente com os inversores, stringbox, estrutura, cabeamento, subestação, entre outros. Deste modo, este tipo de geração de energia pode ser considerado como limpa, possuindo um impacto ambiental pequeno, visto que não emite gases do efeito estufa e a geração de resíduos ocorre apenas em duas etapas: a de fabricação e a de descarte de módulos FV (BRITO et al., 2011).

A Figura 1.2 apresenta o potencial de geração de energia elétrica utilizando sistemas FVs no Brasil. Pode-se verificar que a boa parte do sudeste, do centro-oeste e do nordeste brasileiro possuem os maiores potenciais. No entanto, é possível verificar que todo o país possui um grande potencial de geração de energia considerando esta fonte alternativa de energia. As Figuras 1.1 e 1.2 evidenciam este grande potencial do território Brasileiro.

(23)

Figura 1.2 – Potencial de Geração de Energia Fotovoltaica no Brasil.

Fonte: (BANK, 2017)

Apesar dos sistemas FVs estarem se tornando importantes na matriz energética, eles apresentam alguns desafios, pois os dispositivos utilizados para o condicionamento de energia elétrica, assim como as técnicas de controle empregadas para o funcionamento do sistema, devem garantir que o sistema FV consiga extrair a máxima potência disponível em conjunto com uma elevada eficiência na conversão de energia. Devido a algumas características destes sistemas, isso se torna um desafio para a engenharia, pois os módulos FV apresentam curvas características entre corrente e tensão (IxV) não lineares. (CASARO; MARTINS, 2008).

Deste modo, existe um ponto de máxima potência (do inglês Maximum Power Point (MPP)) onde o arranjo FV opera com sua máxima potência disponível. Adicionalmente, depen-dendo das condições climáticas ou do lugar onde o arranjo FV é instalado, pode ocorrer uma condição conhecida como sombreamento parcial. Neste caso, o arranjo FV não está mais sob irradiância solar uniforme tendo uma parte “sombreada”. Essa condição influencia diretamente as curvas IxV e PxV do arranjo FV fazendo com que apareçam dois ou mais pontos de máxima potência ou picos de potência, sendo um ou mais pontos de máxima potência local (do inglês Local Maximum Power Point(LMPP)) e apenas um ponto de máxima potência global (do inglês Global Maximum Power Point(GMPP)).

(24)

topologias de conversores, bem como técnicas de controle e seguimento de máxima potência vêm sendo desenvolvidas (BRITO et al., 2013; OLIVEIRA et al., 2016; SILVA et al., 2017; SUNDARAM; NARAYANAN; BABU, 2016; KJAER; PEDERSEN; BLAABJERG, 2005). As técnicas de seguimento de máxima potência (do inglês Maximum Power Point Tracking (MPPT)) são usadas para garantir que a máxima potência disponibilizada nos arranjos FVs dos sistemas fotovoltaicos durante seu período de funcionamento seja sempre extraída, de maneira geral, pode-se agrupar estas técnicas em três grupos distintos: as técnicas heurísticas, as técnicas meta-heurísticas e por fim o grupo as técnicas híbridas.

Entre os métodos heurísticos, destacam-se as principais técnicas: método Beta e as técnicas baseadas no algoritmo Hill-Climbing, tais como, a técnica Perturbe e Observe (P&O) e Condutância Incremental (IC). No entanto, em diversas situações de operação, o arranjo FV pode ser submetido a condições de sombreamento parcial, e diante a esta condição, o sistema FV pode ficar preso em algum ponto de máximo local (LMPP) ao invés de um máximo global (GMPP) (JAIN; AGARWAL, 2007; JEYAPRABHA; SELVAKUMAR, 2017; JUNIOR et al., 2018; HU et al., 2018).

Com o intuito de superar estas condições de operação, foram apresentados na literatura diversos trabalhos que utilizam algoritmos meta-heurísticos para fazer a busca do GMPP (JIANG; MASKELL; PATRA, 2013; MOHANTY; SUBUDHI; RAY, 2016; MOHANTY; SUBUDHI; RAY, 2017; SILVA et al., 2016). Dentre estes algoritmos meta-heurísticos estão: algoritmo de enxame de partículas (Particle Swarm Optimization (PSO)) (SILVA et al., 2017; OLIVEIRA et al., 2016; SILVA et al., 2016), algoritmo de colônias de formigas (Ant Colony Optimization (ACO)) (JIANG; MASKELL; PATRA, 2013), algoritmo de otimização dos lobos cinzentos (Grey Wolf Optimization(GWO)) (MOHANTY; SUBUDHI; RAY, 2016; MOHANTY; SUBUDHI; RAY, 2017; ROCHA; SAMPAIO; SILVA, 2018; SAMPAIO et al., 2019a), dentre outros. Já as técnicas híbridas, neste caso, são uma combinação entre as técnicas meta-heurísticas e heurísticas.

Além disso, conforme apresentado em (SILVA et al., 2017; SILVA et al., 2016; TA-KAMI; SILVA; SAMPAIO, 2014; Campanhol et al., 2017; SAMPAIO et al., 2019b), quando há variações repentinas de irradiância solar ou diante a busca do MPP no sistema (no caso do uso de algoritmos de MPPT meta-heurísticos), o comportamento dinâmico do barramento CC do inversor é influenciado diretamente.

Como esta tensão do barramento CC é controlada pelo balanço de energia entre os arranjos FVs e a rede elétrica, pode-se dizer que, como as referências de corrente do inversor são geradas pela malha de controle do barramento CC, diante destes casos, o algoritmo de geração de referências de corrente pode ter seu desempenho comprometido. Deste modo, para minimizar estas situações e manter o desempenho do algoritmo de geração de referências de corrente, foi utilizada uma Malha de Controle Feed-Foward (MCFF), a qual opera em conjunto com a malha de controle de tensão do barramento CC, melhorando a resposta dinâmica desta tensão e consequentemente, mantendo um bom desempenho na geração das referências de corrente do inversor.

No sistema apresentado neste trabalho, definido como Duplo Estágio composto por 3 conversores CC-CC Boost + Inversor Trifásico 3-L (DS-3BC-3L) , os arranjos FV são agrupados em três conversores CC-CC Boost associados em cascata (a saída destes conversores são conec-tadas em série) e este agrupamento estará conectado ao barramento CC de um inversor trifásico (3-L) que fará a adequação dos níveis de energia ativa para serem injetados na rede elétrica.

(25)

Adicionalmente, para maximar a eficiência do sistema em diversas condições de trabalho, serão avaliadas quatro algoritmos de MPPT baseados no algoritmo GWO; finalmente, uma análise do sistema operando em diferentes situações será realizada, o sistema operando com irradiância solar uniforme, com sombreamento parcial, acontecendo alguma falha no sistema e por fim o sistema operando com a MCFF.

1.1 MOTIVAÇÃO

Um sistema de geração distribuída de duplo estágio convencional, por utilizar apenas um arranjo FV, pode ter sua eficiência comprometida diante algumas situações, como por exemplo, quando há sombreamento parcial, quando não há área suficiente para a instalação dos módulos FV, ou até mesmo quando se necessita expandir o arranjo FV mas não se encontra mais os mesmos módulos FV adquiridos anteriormente. Nesse sistema caso o arranjo FV ou o conversor CC-CC pare de funcionar todo o sistema deve ser desligado para a manutenção, o que não é interessante, visto que não haverá energia ativa sendo aproveitada neste período de manutenção.

Deste modo, este trabalho tem como proposta a implementação de um sistema de geração distribuída fotovoltaico DS-3BC-3L conectado à rede elétrica trifásica utilizando filtro L, o qual possui em seu primeiro estágio três conversores Boost CC-CC conectados em cascata. A seguir são apresentadas as vantagens da utilização de sistemas fotovoltaicos distribuídos ou multi-string(WALKER; SERNIA, 2004; MEINHARDT et al., 2001):

a) Melhor utilização dos painéis fotovoltaicos: cada arranjo fotovoltaico é capaz de forne-cer energia para o sistema independentemente, de acordo com a disponibilidade de cada um deles;

b) Maior tolerância a condições de sombreamento parcial: como cada arranjo fotovol-taico é capaz de fornecer energia para o sistema independentemente, na maioria dos casos, o sombreamento parcial afeta apenas um único arranjo fotovoltaico, possibilitando uma maior extração de energia;

c) Possibilidade de utilização de painéis de diferentes fabricantes: como os arranjos são independentes para cada arranjo fotovoltaico pode ser utilizado um tipo de painel fotovoltaico, de um determinado fabricante.

d) Possibilidade de orientações diferentes para os arranjos: cada arranjo pode ser melhor posicionado em uma área não uniforme sem o comprometimento da extração de energia, ou ainda, pode utilizar para cada arranjo uma configuração (série ou paralelo);

e) Possibilidade de expansão: dependendo da potência suportada pelo inversor de potência, pode-se adicionar mais um arranjo FV e mais um conversor CC-CC Boost ao sistema, porém pode ser necessário um reajuste nas configurações dos Arranjos FVs;

f) Maior tolerância a falhas: caso um dos conversores CC-CC Boost ou um arranjo foto-voltaico falhe, o sistema, dependendo das condições pode continuar em funcionamento; g) Maior segurança durante a instalação e manutenção: como o sistema é mais

(26)

fotovoltaico, implicando assim, em uma maior segurança se comparado com o sistema convencional.

As desvantagens da utilização de sistemas FV distribuídos ou multi-string são o custo de-les e, potencialmente, sua eficiência já que mais conversores são utilizados no sistema(WALKER; SERNIA, 2004).

1.2 OBJETIVOS 1.2.1 Objetivo Geral

Estudar e implementar experimentalmente um sistema de geração distribuída fotovol-taico DS-3BC-3L conectado à rede elétrica trifásica utilizando filtro L avaliando a operação de técnicas de MPPT híbridas baseadas no algoritmo GWO.

1.2.2 Objetivos Específicos

Os objetivos específicos deste trabalho são definidos a seguir: • A aplicação do sistema DS-3BC-3L conectado à rede elétrica trifásica;

• A análise de técnicas híbridas baseadas no algoritmo GWO no sistema aplicado. • A análise dos conversores CC-CC sob influência de sombreamento parcial;

• A análise do sistema DS-3B-3L quando ocorre falha em um dos conversores CC-CC; 1.3 CONTRIBUIÇÃO E RELEVÂNCIA DO TRABALHO

A contribuição deste trabalho consiste tanto na aplicação do sistema DS-3BC-3L conectado à rede elétrica trifásica quanto na análise de técnicas de MPPT baseadas no algoritmo GWO operando neste sistema. Dentre as técnicas de MPPT apresentadas duas foram propostas. Adicionalmente, a comparação entre as quatro técnicas de MPPT foi realizada. Por fim, o sistema foi avaliado em duas condições, operando com e sem a MCFF.

1.4 ORGANIZAÇÃO DO TRABALHO

Este trabalho é dividido em 5 capítulos, conforme citados a seguir:

No capítulo 2, são descritos o modelo matemático de uma célula fotovoltaica, as partes que compõem um sistema de geração fotovoltaica, o efeito de sombreamento parcial sobre o mesmo, as principais topologias adotadas em sistemas fotovoltaicos, e as técnicas de MPPT utilizadas neste trabalho.

No capítulo 3, são apresentados as características do sistema, o conversor CC-CC Boost, a análise dos três conversores CC-CC Boost conectados em cascata, a estratégia para extração das potências dos arranjos FVs, o algoritmo para geração das referências de corrente do inversor 3-L, o projeto dos controladores PI das malhas de controle de corrente e tensão do inversor 3-L e da malha controle feed-forward.

(27)

No capítulo 4, são apresentados os resultados para o sistema. Os resultados de simulação e práticos consideram diferentes situações, como casos de irradiância solar uniforme e não-uniforme, bem como situações de falha. Por fim, o capítulo 5 apresenta as conclusões finais deste trabalho bem como possíveis sugestões para outros trabalhos.

Neste trabalho foram definidos ainda 1 apêndice e 5 anexos: No apêndice A, são apresentados os trabalhos publicados durante o desenvolvimento deste trabalho, já no anexo A é apresentada a modelagem matemática de uma célula FV, no anexo B é apresentada a modelagem matemática do inversor 3-L com filtro L. No anexo C são apresentadas as normas técnicas correlatas a sistemas FVs, no anexo D é apresentado o PLL bem como o projeto para se encontrar os ganhos de seu controlador PI, e por fim, no anexo E é apresentada a técnica de modulação por largura de pulso senoidal (SPWM).

(28)

2 TÉCNICAS DE MPPT PARA SISTEMAS FOTOVOLTAICOS 2.1 SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

Em 1839, Becquerel, utilizando um eletrodo mergulhado em uma solução de eletrólito, conseguiu demonstrar que era possível converter a radiação luminosa em energia elétrica. A partir daí, esse efeito foi estudado por outros pesquisadores, até que, em 1883, foi fabricada a primeira célula solar, a qual possuía uma eficiência máxima de 1%. Conforme o tempo passou, vários avanços no intuito de melhor entender este efeito foram produzidos e, em 1954, a primeira célula solar de silício, mesmo material utilizado atualmente, foi desenvolvida, a qual possuía uma eficiência máxima de 6%. Alguns anos depois, o principal destino destas células FVs foi o espaço, devido a corrida espacial que aconteceu no mundo. A utilização em terra desta tecnologia foi impulsionada pela crise mundial de energia em 1973/1974 (FADIGAS, 2018).

Diversos estudos visando aumentar a eficiência desta células FVs foram conduzidos bem como alternativas para deixá-las mais atrativas comercialmente. Dentre estes estudos, a utilização de diferentes tipos de matéria-prima na produção de células FVs foi uma das propostas, avaliando a utilização do silício monocristalino, policristalino e amorfo, do arseneto de gálio e do sulfeto de cádmio (FADIGAS, 2018). A produção de células FVs utilizando o silício monocristalino foi até 1998, a partir dos anos 2000, o silício policristalino se tornou o tipo mais produzido e isso se mantém até os dias de hoje (SYSTEMS, 2019).

Nos dias de hoje, os fabricantes estimam que as células FVs comerciais possuam uma eficiência que geralmente varia em torno de 13 a 18% (SOUZA; ARISTONE, 2017), podendo chegar ao máximo de eficiência em torno de 38% dependendo de sua tecnologia de fabricação e quando utilizadas em laboratório diante condições especificas de (CEPEL, 2013). Considerando que os valores de tensão e corrente produzidos por uma única célula FV são pequenos, faz-se a associação de diversas células FVs em série e/ou paralelo para formar um módulo FV, o qual é comumente utilizado em sistemas de geração de energia. Conforme as células FVs, os módulos FVs também podem ser associados em série, Figura 2.1a, e/ou paralelo, Figura 2.1b, formando arranjos FVs.

Pode-se definir uma nomenclatura para este tipo de associação, onde o número de módulos FVs conectados em série e em paralelo são levados em consideração, ex: a Figura 2.1a apresenta um arranjo FV 4s1p, a primeira parte “4s” indica o número o de módulos FV associados em série enquanto a segunda parte “1p” indica o número de associações de módulos FV em paralelo, seguindo a mesma linha de raciocínio, a Figura 2.1b apresenta um arranjo FV 2s2p, a primeira parte “2s” indica o número de módulos FV associados em série enquanto a segunda parte “2p” indica o número de associações de módulos FV em paralelo.

A associação em série geralmente é utilizada quando se necessita elevar a tensão de saída no arranjo FV, enquanto a associação em paralelo geralmente é utilizada para se aumentar a corrente de saída no arranjo FV. O modelo matemático das células FVs utilizadas neste trabalho é apresentado no apêndice A, e, a partir das equações apresentadas no apêndice A, é possível gerar as curvas características IxV e/ou PxV de uma célula FV, ou, no caso mais prático, de um arranjo FV (BRITO et al., 2011).

(29)

Figura 2.1 – Exemplos de arranjos FVs: (a) módulos FVs associados em série; (b) módulos FVs associados em série-paralelo. vpv ipv + 1000W/m 2 1000W/m 2 1000W/m 2 1000W/m 2 vpv ipv + -1000W/m2 1000W/m2 1000W/m2 1000W/m2 (a) (b) Fonte: Autor

Ainda, é ilustrado na Figura 2.2 o comportamento de um arranjo FV 4s1p, composto por módulos FV Solarworld SW245, diante há variações tanto nos níveis de irradiância solar, Figura 2.2a e 2.2b, quanto nos níveis de temperatura, Figura 2.2c e 2.2d. Pode-se notar que a variação no nível de irradiância solar provoca uma variação no nível de corrente que o arranjo é capaz de fornecer. Por outro lado, quando há variação de temperatura, o nível de tensão que o arranjo é capaz de fornecer sofre variação.

(30)

Figura 2.2 – Curvas Características de um Arranjo FV: (a) curva PxV quando há variações nos níveis de irradiância solar; (b) curva IxV quando há variações nos níveis de irradiância solar; (c) curva PxV quando há variações nos níveis de temperatura; (d) curva IxV quando há variações nos níveis de temperatura. 0 50 100 150 0 200 400 600 800 1000 Potência (W) Tensão (V) 1000W/m2 750W/m2 500W/m2 250W/m2 25°C 0 50 100 150 0 2 4 6 8 10 Corrente (A) Tensão (V) 1000W/m2 750W/m2 500W/m2 250W/m2 25°C (a) (b) 0 50 100 150 0 200 400 600 800 1000 Potência (W) Tensão (V) 25°C 50°C 75°C 100°C 1000W/m2 0 50 100 150 0 2 4 6 8 10 Corrente (A) Tensão (V) 25°C 50°C 75°C 100°C 1000W/m2 (c) (d) Fonte: Autor

A curva característica de um arranjo FV 4s1p sob irradiância solar uniforme é apre-sentada na Figura 2.3a. Pode-se notar que a curva é não-linear, deste modo, existe um ponto conhecido como MPP onde o arranjo FV opera com sua máxima potência disponível. Adicional-mente, dependendo das condições climáticas ou do lugar onde o arranjo FV foi instalado, pode ocorrer uma condição conhecida como sombreamento parcial. Neste caso, o arranjo FV não está mais sob irradiância solar uniforme tendo uma parte “sombreada”. Essa condição influencia diretamente as curvas IxV e PxV do arranjo FV; as Figuras 2.3b, 2.3c e 2.3d ilustram diferentes casos possíveis de sombreamento parcial em um arranjo 4s1p.

(31)

Figura 2.3 – Curvas Características PxV de um Arranjo FV: (a) arranjo operando em STC; (b) arranjo operando sob condição de sombreamento parcial 1; (c) arranjo operando sob condição de som-breamento parcial 2; (d) arranjo operando sob condição de somsom-breamento parcial 3.

0 50 100 150 0 200 400 600 800 1000 Potência (W) Tensão (V) 1000W/m2 1000W/m2 1000W/m2 1000W/m2 0 50 100 150 0 200 400 600 800 1000 Potência (W) Tensão (V) 1000W/m2 1000W/m2 1000W/m2 500W/m2 (a) (b) 0 50 100 150 0 200 400 600 800 1000 Potência (W) Tensão (V) 500W/m2 500W/m2 500W/m2 1000W/m2 0 50 100 150 0 200 400 600 800 1000 Potência (W) Tensão (V) 1000W/m2 1000W/m2_{400W/m2 500W/m2} (c) (d) Fonte: Autor

Vale ressaltar que o arranjo FV produz energia na forma de corrente contínua. Deste modo, para que estes arranjo sejam conectados à rede elétrica deve-se utilizar conversores de potência, a fim de adequar esta energia com os níveis de tensão da rede bem como sua frequência de distribuição em corrente alternada. Os sistemas FVs centralizados (KJAER; PEDERSEN; BLAABJERG, 2005) compostos por um ou mais conversores de potência podem ser classificados em duas topologias principais: o sistema FV de um único estágio e o sistema FV de duplo estágio. A Figura 2.4 mostra genericamente a estrutura desses sistemas.

(32)

Figura 2.4 – Topologias de Sistemas FVs centralizados: (a) o sistema de um único estágio; (b) sistema de duplo estágio. IREDE VREDE LREDE Arranjo FV

...

Vcc

=

~

Barramento CC Ccc Conversor CC-CA Rede Elétrica (a) IREDE VREDE LREDE Arranjo FV ... ... Vcc

=

~

Barramento CC Ccc Conversor CC-CA Rede Elétrica

=

Conversor CC-CC (b) Fonte: Autor

Conforme ilustrado na Figura 2.4a, a topologia de um único estágio consiste em um conversor CC-CA, este responsável por executar o MPPT, ou seja, a busca pelo ponto de máxima potência do arranjo FV, e injetar a energia disponível do arranjo FV na rede elétrica. Conforme pode-se notar, nesta topologia, o arranjo FV é conectado diretamente ao barramento CC do inversor, deste modo, é necessário estabelecer uma tensão mínima para o arranjo FV/barramento CC de modo que o sistema consiga operar corretamente, com isso, pode ocorrer casos em que não é possível operar no MPP do arranjo FV. Como o sistema possui perdas relacionadas aos componentes elétricos e eletrônicos, ao fluxo de energia e à comutação das chaves, tem-se que este valor de tensão, no mínimo, deve ser maior que o valor de pico da tensão de linha da rede elétrica trifásica (SILVA et al., 2015; OLIVEIRA et al., 2016; SILVA; TAKAMI; SAMPAIO, 2019).

Já no caso da topologia de duplo estágio, Figura 2.4b, existem dois estágios de conversão de energia entre o arranjo FV e a rede elétrica. Com isso, essa topologia tende a ter uma eficiência de conversão um pouco menor quando comparada com a de um único estágio. O primeiro estágio é composto por um conversor CC-CC elevador de tensão, que faz a elevação da tensão do arranjo FV para o nível do barramento CC do inversor e é o responsável pelo seguimento do MPP. Deste modo, esse sistema garante uma maior região de operação para o sistema, fazendo com que o sistema consiga operar no MPP a todo instante. Adicionalmente, a segunda etapa nesta topologia é composta por um inversor que é responsável exclusivamente por injetar toda energia disponível no arranjo FV na rede elétrica (SILVA et al., 2017; SILVA; TAKAMI; SAMPAIO, 2019).

Finalmente, tem-se que, ao se conectar vários sistemas centralizados onde cada con-versor tem uma string (módulos conectados somente em série) de módulos FV na rede elétrica pode-se classificar uma nova estrutura, conhecida como Sistema FV com estrutura tipo string

(33)

(KJAER; PEDERSEN; BLAABJERG, 2005). A Figura 2.5 ilustra genericamente essa estrutura.

Figura 2.5 – Sistema FV com estrutura tipo string.

IREDE VREDE LREDE Arranjo FV 1 ... ... Vcc

=

~

Barramento CC Ccc Conversor CC-CA 1 Rede Elétrica

=

Conversor CC-CC 1 IREDE VREDE Arranjo FV n ... ... Vcc

=

~

Barramento CC Ccc Conversor CC-CA n

=

Conversor CC-CC n ... ... ... Fonte: Autor

Adicionalmente, ao se conectar vários conversores de potência compostos por arranjos FVs em paralelo a um único barramento CC, obtêm-se uma nova estrutura, que pode ser definida como “sistema FV distribuído com conexão paralela de conversores CC-CC.” (KJAER; PEDER-SEN; BLAABJERG, 2005; MEINHARDT et al., 2001), a Figura 2.6 ilustra genericamente essa estrutura.

(34)

Figura 2.6 – Sistema FV multi-string. IREDE VREDE LREDE

Vcc

=

~

Barramento CC

C

cc Conversor CC-CA Rede Elétrica Arranjo FV 1 ... ...

=

Conversor CC-CC 1

...

Arranjo FV 2 ... ...

=

Conversor CC-CC 2 Arranjo FV n ... ...

₌

=

Conversor CC-CC n Fonte: Autor

Por fim, ao se conectar vários conversores de potência em série a um único barramento CC, obtêm-se outra estrutura, conhecida como “sistema FV distribuído com conexão série de conversores CC-CC” (WALKER; SERNIA, 2004). A Figura 2.7 ilustra genericamente essa estrutura, que é a estrutura apresentada neste trabalho.

(35)

Figura 2.7 – Sistema FV Distribuído. IREDE VREDE LREDE

Vcc

=

~

Barramento CC

C

cc Conversor CC-CA Rede Elétrica Arranjo FV 1 ... ...

=

Conversor CC-CC 1

...

Arranjo FV 2 ... ...

=

Conversor CC-CC 2 Arranjo FV n ... ...

=

Conversor CC-CC n Fonte: Autor 2.2 TÉCNICAS DE MPPT HEURÍSTICAS

Conforme apresentado, variações tanto nos níveis de irradiância solar quanto nos níveis de temperatura em um arranjo FV provocam uma variação na quantidade de energia disponível neste arranjo FV. Deste modo, foram estudadas algumas técnicas ou algoritmos de extração da máxima potência (técnicas ou algoritmos de MPPT) para extrair a máxima energia disponível neste arranjo FV em diversas situações que podem ocorrer durante a utilização desses módulo FVs no dia a dia. Essas técnicas ou algoritmos atuam juntamente aos conversores elevadores conectados aos arranjos FV de modo que estes conversores buscam operar no MPP da curva característica do arranjo FV a qualquer momento.

Assim, para se fazer o seguimento do MPP vários métodos foram propostos (BRITO et al., 2013), como exemplo, têm-se os métodos de tensão constante, Beta, IC e P&O, cujos algoritmos são apresentados nesta seção. Dentre esses métodos, o algoritmo P&O se destaca na busca pelo MPP por ser de fácil implementação e não depender dos parâmetros do módulo FV (JAIN; AGARWAL, 2007).

2.2.1 Condutância Incremental (do inglês, Incremental Conductance - IC)

A tradicional técnica de MPPT de Condutância Incremental (IC) leva em consideração que no MPP a inclinação da curva característica envolvendo a potência e tensão é nula (dP/dV = 0), sendo esta inclinação positiva à esquerda e negativa à direita do MPP. Teoricamente, o algoritmo IC teria erro nulo em regime permanente ao atingir o MPP, uma vez que a determinação da derivada de potência em função da tensão é igual a zero, o que raramente ocorre quando a

(36)

técnica é aplicada utilizando controladores digitais devido a resolução dos mesmos (BRITO et al., 2013).

Tem-se que esta técnica é relativamente fácil de se implementar. Em condições ideais, uma vantagem desta técnica é que ao alcançar o MPP acabam-se as perturbações até que haja alguma variação na corrente do módulo FV (BRITO et al., 2013). Além disso, esta técnica possui um bom fator de rastreamento (FR), que vem do inglês Tracking Factor, e que relaciona toda a quantidade de energia disponível do arranjo FV com a quantidade de energia extraída, em todo o instante de tempo. No entanto, sua principal desvantagem ocorre no cálculo das derivadas de potência, o que pode elevar a complexidade na implementação do algoritmo de maneira prática.

Ainda, algumas modificações foram propostas visando melhorar a eficácia desta técnica por (MASTROMAURO et al., 2009), como utilizar um controlador proporcional-integral (PI) juntamente ou não com passos variáveis. Esta técnica pode levar a pontos próximos do MPP e não exatamente o MPP. Desta forma, em situações praticas é definida uma pequena margem de erro, onde qualquer valor dentro desta margem é considerado satisfatório. A Figura 2.8 apresenta o fluxograma da técnica de MPPT IC.

Figura 2.8 – Técnica de MPPT - Condutância Incremental (IC). Início Ler vPV e iPV Calcular: Δi = iPV – iPV_ant Δv = vPV – vPV_ant Δv = 0 D = D + ΔD Δi /Δv = -iPV / vPV Δi /Δv > -iPV / vPV Δi = 0 Δi > 0 D = D + ΔD D = D - ΔD D = D - ΔD iPV_ant = iPV vPV_ant = vPV Sim Não Sim Sim Sim Sim Não Não Não Não Técnica IC Fim Fonte: Autor 2.2.2 Método Beta

O algoritmo MPPT baseado no método Beta foi apresentado em (JAIN; AGARWAL, 2004), cuja variável intermediária β e a variável β∗utilizadas no algoritmo são dadas,

(37)

respecti-vamente, por: β = ln(ipv vpv ) − c.vpv (1) β∗ = ln(ipvmpp vpvmpp ) − c.vpvmpp (2)

onde vpve ipvsão as respectivas tensão e corrente de saída do arranjo PV; vpvmppe ipvmppsão as

respectivas tensão e corrente de MPP do arranjo PV em STC; e c = q/(ηkT Ns) é uma constante

que depende da carga de elétrons (q), do fator de idealidade da junção do diodo (η), da constante de Boltzmann (k), da temperatura (T) em K(Kelvin) e do número de células FV no módulo FV ( Ns).

Tem-se que esta técnica é relativamente fácil de se implementar, possui um bom fator de rastreamento (FR), e rápida convergência ao MPP (BRITO et al., 2013). No entanto, uma de suas desvantagem ocorre no cálculo logarítmico, o que pode elevar a complexidade na implementação do algoritmo de maneira prática. Adicionalmente, como o método determina a referência levando em conta as características do módulo FV, sua operação torna-se limitada. Desta forma, a constante c e o Beta de referência (β∗) limitam a extração da máxima energia disponível no arranjo FV, de modo que o método não seja eficiente em alguns casos. A Figura 2.9 mostra o fluxograma desta técnica de MPPT.

Figura 2.9 – Técnica de MPPT - Método Beta.

Ler vPV e iPV Calcular β Comparar β* e β Se β* < β Sim Não D = D + ΔD Início Calcular β* D = D - ΔD Método Beta Fim Fonte: Autor

2.2.3 Método Perturbe & Observe (do inglês, Perturb & Observe - P&O)

A tradicional técnica P&O é uma das mais conhecidas e empregadas na realização do MPPT. Assim como a IC, a técnica P&O é também baseada no método da Escalada (Hill-Climbing). O princípio de funcionamento desta técnica é baseado no incremento ou decremento periódico da variável de controle do conversor (razão cíclica, tensão ou corrente de entrada) de

(38)

acordo com o comportamento da variação de potência e de tensão do arranjo FV (BRITO et al., 2013).

Dependendo da aplicação, a variável de saída do algoritmo pode ser uma referência de corrente, tensão ou a própria razão cíclica. Utilizando a razão cíclica como variável de controle deve-se seguir os seguintes passos: caso os valores das variações de potência e de tensão tenham o mesmo sinal, deve-se decrementar a variável de controle, caso a variação de tensão e de potência tenham sinais contrários, deve-se manter o incremento da variável de controle.

O fator limitante principal do método MPPT-P&O é que podem ocorrer oscilações significativas em torno do MPP, dependendo do tamanho do passo de incremento adotado. Além disso, como pode acontecer com todas as técnicas heurísticas, estes algoritmo pode ficar preso em um LMPP quando o arranjo fotovoltaico é submetido a sombreamento parcial (SILVA et al., 2017). O fluxograma deste método é mostrado na Figura 2.10.

Figura 2.10 – Técnica de MPPT - Método P&O.

Início vPV e iPV Ler PPV = vPV.iPV ΔV = vPV - vPV_ant ΔP = PPV - PPV_ant vPV_ant = vPV PPV_ant = PPV ΔP = 0 ΔP > 0 ΔV > 0 ΔV > 0 D=D-ΔD Sim Sim Sim Não Não Não Não Sim D=D+ΔD D=D+ΔD D=D-ΔD Fim Fonte: Autor

2.3 TÉCNICA DE MPPT BASEADA NO ALGORITMO DE OTIMIZAÇÃO DOS LOBOS CINZENTOS (DO INGLÊS, GREY WOLF OPTIMIZATION - GWO)

O método GWO simula o comportamento dos lobos cinzentos em busca de uma presa, o qual leva em conta sua pirâmide de liderança em seu processo natural de perseguição da presa na natureza (MOHANTY; SUBUDHI; RAY, 2016). Este algoritmo usa quatro tipos de lobos para compor a hierarquia, sendo eles: alfa (α), beta (βW), gama (γ) e ômega (ω). O lobo α é considerado o líder da pirâmide, bem como o tomador de decisão na busca da presa, ou seja, o mesmo resulta na melhor solução do problema. Os lobos βW e γ são considerados a segunda e

(39)

terceira melhores soluções, respectivamente, de modo a ajudar o lobo α na tomada de decisões. Finalmente, ω representa os lobos restantes que seguem os líderes (MOHANTY; SUBUDHI; RAY, 2016; MOHANTY; SUBUDHI; RAY, 2017).

Neste algoritmo, o movimento do grupo de lobos (~x) depende da posição estimada da presa (~xp) (melhor posição individualmente determinada), bem como uma dada variação

da posição dos lobos em torno da presa, tal como ocorre em uma caça real por um grupo de lobos. Desta forma, durante a caça, a presa vai sendo cercada pelos lobos e a variação de aproximação é determinada considerando a posição estimada da presa, a qual vai sendo subtraída desta posição através de uma ponderação por um valor aleatório entre [0,1] definido a cada iteração, conforme representação ilustrativa apresentada (MOHANTY; SUBUDHI; RAY, 2016; MOHANTY; SUBUDHI; RAY, 2017). O objetivo é fazer com que o grupo de lobos chegue a melhor solução possível para capturar a presa. O comportamento de ataque a presa pelo grupo de lobos no algoritmo é representado pelas seguintes equações:

~

x(it + 1) = ~xp(it) − ~a.~e (3)

~e = | ~f .~xp(it) − ~xp(it)| (4)

onde it é a iteração atual; ~a e ~f representam os vetores do coeficiente; ~xp especifica o vetor de

posição da presa; e ~x se refere ao vetor de posição dos lobos cinzentos (MOHANTY; SUBUDHI; RAY, 2016). Os vetores são determinados por:

~a = 2.~b.~r1− ~b (5)

~

f = 2.~r2 (6)

onde os componentes de ~b diminuem linearmente de 2 a 0; ~r1, ~r2 são vetores aleatórios em [0,

1]. Assim, o objetivo do método é tornar a grandeza ~x próxima de ~xp, de modo que os lobos se

aproximem da presa, para isso o valor de ~a tenderá a zero.

Para o seguimento do MPP, a razão cíclica (D) do conversor Boost é referente às posições dos lobos em cada estado (~x), conforme:

D(i + 1) = D(i) − a ∗ e (7)

A função objetivo do algoritmo é determinado por:

PP V(i) > PP V(i − 1) (8)

onde PP V é a potência atual, PP V(i − 1) é a potência anterior na saída do arranjo FV e i é o valor

da iteração. A Figura 2.11 apresenta o fluxograma para o método GWO, onde, Pbest,iindica o

melhor valor obtido na iteração i e Gbestindica o melhor valor global encontrado pelo método.

(40)

Figura 2.11 – Técnica de MPPT Meta-heurística - Algoritmo GWO.

Inicializar GWO Início

i = 1

Gerar a razão cíclica de acordo com i Ler vPV e iPV Calcular a potência PPV Atualizar Gbest Se PPV(i) > PPV(i-1) Pbest,i = PPV(i) Todos os agentes foram avaliados? Se Gbest > Pbest,i Pbest,i = PPV(i-1) i = i + 1 Atualizar Posições Baseando-se nas Equações do Método Critério de convergência atingido? D = Gbest k = k + 1 Não Não Sim Sim Sim Não Não Sim Método GWO Fim Fonte: Autor

Inicialmente, deve inicializar o algoritmo com um número inicial de lobos de forma randômica ou de qualquer outra maneira (conhecimento prévio, espaçamento linear, entre outros). Após a inicialização dos lobos estes são avaliados, neste caso, encontrando o valor de potência referente a cada lobo (posição); quando todos os lobos forem avaliados o melhor resultado será salvo e suas respectivas posições serão atualizadas de acordo com as equações (3), (4), (7) e (8). O processo se repete até o número de iterações ou qualquer outro critério de convergência ser atingido; após convergir o algoritmo entrega o melhor resultado encontrado.

2.4 TÉCNICAS DE MPPT HÍBRIDAS

Os algoritmos híbridos apresentados neste trabalho, utilizam a técnica GWO para alcançar um ponto próximo ao ponto de potência máxima global, e logo depois de encontrá-lo,