II Workshop de Energias Oceânicas e Fluviais

(1)

Microrredes com Fontes Renováveis

Luiz Ribeiro – IEE/UFMA

II Workshop de Energias

Oceânicas e Fluviais

(2)

Luiz Ribeiro

❑

Graduação pela UFMA (1991)

❑

Mestrado pela UFCG (1993)

❑

Doutorado pela UFCG (1998)

❑

Pesquisador Visitante na Universidade de Wisconsin,

EUA (2004 – 2006)

❑

Pesquisador Visitante na Universidade de Aalborg,

Dinamarca (2015)

❑

Desde 2008 é Professor do Departamento de Engenharia

Elétrica da UFMA

❑

Áreas de Pesquisa: sistemas de controle, conversores de

potência, microrredes, acionamentos de máquinas

elétricas, e fontes renováveis de energia.

(3)

São Luís - MA

❑

Capital

do

estado

do

Maranhão

❑

Ilha localizada no Nordeste

do Brasil

(4)

São Luís - MA

(5)

São Luís - MA

(6)

IEE/UFMA

Número de alunos IC 8 Mestrado 20 Doutorado 6 INSTITUTO DE ENERGIA ELÉTRICA Laboratório de Energias Renováveis Laboratório de Qualidade de Energia Laboratório de Eficiência Energética e Geração Distribuída Laboratório de Sistemas de Potência http://www.ineof.ufma.br/ http://www.iee.ufma.br/site/

(7)

IEE/UFMA

❑

Instituto de Energia Elétrica

✓ Gênese: Núcleo de Energias Alternativas - NEA (2000)

✓ Financiado em 2005 pela Eletrobrás

✓ Início de operação: 2009

❑

Áreas de Atuação

✓ Energias Renováveis

✓ Conversão de Energia

✓ Eficiência e Qualidade de Energia Elétrica

(8)

IEE/UFMA - Infraestrutura

(9)

IEE/UFMA - Infraestrutura

(10)

IEE/UFMA - Infraestrutura

Turbina Eólica: 10 kW PV: 15 kW _{Baterias:240 V/ 300 Ah}

Emulador de Turbina Eólica: 15 kW

(11)

IEE/UFMA - Infraestrutura

Simulador de rede

35 kW (4 quadrantes) Microrrede IEE em

(12)

IEE/UFMA - Infraestrutura

Protótipo: CFR – versão 2

CFR CSR

(13)

Projetos

▪ Sistema Híbrido de Geração de Energia Elétrica da Ilha de

Lençóis – Ministério de Minas e Energia: 2005 – 2012

▪ Desenvolvimento de soluções, em software e hardware, para

adequação de inversores de potência para sistemas de geração

híbridos eólico-solar (2007 – 2009) – CP Eletrônica;

▪ Projeto de atendimento com fontes renováveis não

convencionais à Ilhas do Estado do Maranhão – CEMAR: 2010 –

2011

(14)

Projetos

14

▪ Estudo de viabilidade de exploração de fontes solar e eólica

para atendimento de comunidades isoladas: CIR e ISA: 2012 –

2014

A B C D Legenda Casa

(15)

Projetos

15

▪ Sistema Elétrico Modular para Atendimento Elétrico de

Regiões Remotas Através de Fontes de Energia Renováveis –

CEMAR: 2014 – 2016

▪ Conversor Bidirecional para Aplicações em Microrredes

Baseadas em Fontes Renováveis e Banco de Baterias: cabeça

de série – CEMAR: 2017 – 2019

▪ Controle ativo de pico de demanda através de conversores

de potência – Peak Shaving - Schneider Electric/Brasil:

2018 - 2019

(16)

II Workshop de Energias

Oceânicas e Fluviais

(17)

Geração Distribuída

▪ Vantagens gerais da geração distribuída (GD)

➢ Redundância ➢ Modularidade ➢ Tolerância a faltas ➢ Eficiência ➢ Confiabilidade ➢ Menor tamanho ➢ Menor custo de projeto Hidro Carvão Nuclear

Plantas de Potência Centralizadas Linhas de Transmissão Linhas de Distribuição Geração Centralizada Planta Solar PV Armazenamento Casa Solar Casas Casas Prédios Eólica GD

(18)

Microrredes: definição

➢

Mudança de paradigma: geração centralizado ⇒ geração

distribuída

O conceito de microrrede

facilita o gerenciamento da GD

‘‘ US-DOE definition: “A group of interconnected loads and distributed energy resources within clearly

defined electrical boundaries that acts as a single controllable entity with respect to the grid. A microgrid can connect and disconnect from the grid to enable it to operate in both grid-connected or island mode.’’

(19)

Microrredes: pesquisas iniciais

❑

Programas sistemáticos de pesquisa e desenvolvimento em

microrredes começaram com:

✓ CERTS (Consortium for Eletric Reliability Technological Solutions, nos

EUA (1999) – considerado a origem do conceito de microrrede;

✓ Motivação inicial estava relacionada com melhoria da resiliência (a

capacidade de se recuperar de um problema rapidamente) e

confiabilidade (a fração de tempo um nível aceitável de serviço está disponível) de instalações críticas (transporte, comunicação...)

▪ Projeto MICROGRIDS, na Europa

▪ Motivação relacionada as alterações climáticas e a necessidade de integrar grandes quantidades de geração de energia limpa e renovável na rede

(20)

Microrredes: benefícios

❑

Benefícios de se usar geração distribuída (GD) e microrredes:

✓

Suprimento de energia confiável: falha em uma GD requer uma

menor capacidade de reserva ou perda menor de carga;

✓

Perdas de transmissão menores: instalação de GD próxima aos

consumidores pode diminuir as perdas I

2

_R;

✓

Redução da capacidade do alimentador: aumento da demanda

não significa necessariamente aumento da capacidade do

alimentador caso DG sejam usadas;

✓

Integração de fontes de energia renováveis (RES): diminuição

(21)

Microrredes: benefícios

❑

Benefícios de se usar GD e microrredes:

✓

Microrredes: cada microrrede aparece para a rede

principal de distribuição como uma pequena fonte ou

consumidor de eletricidade com a capacidade de

(22)

Microrredes: desafios

❑

Técnicos: GD e Microrredes

✓

_{Qualidade de energia: pode ser alterada pela penetração de}

DG que usam conversores - flutuações de tensão, distorção

harmônica, variações de frequência ...;

✓

_{Mudança na tensão da rede: a penetração de GD pode mitigar}

a queda de tensão num ponto remoto da rede.

✓ Isso causa fluxo bidirecional de energia que requer esquemas de proteção complexos.

(23)

Microrredes: desafios

❑

Técnicos: GD e Microrredes

✓

_{Mudança no nível de falta da rede: as GDs podem contribuir}

para o aumento da corrente de falta. Isso pode aumentar o

custo dos equipamentos de proteção, caso tenham que ser

atualizados;

✓

_{Estabilidade do Sistema: a penetração de GD baseada em RES}

(geração intermitente) pode gerar perturbações transitórias

elevadas, que são mais complexas e distribuídas que aquelas

existentes no sistema convencional

(24)

Microrredes: desafios

❑

Técnicos: GD e Microrredes

✓

_{Modelagem dos componentes da rede:}

❑ O comportamento dinâmico dos sistemas de potência tradicionais são analisados usando-se modelos fasorias variantes no tempo (modelos quase-estáticos), que assumem frequência constante dos sinais → modelos invariantes no tempo com pontos de

operação bem definidos, que facilitam a análise;

❑ A penetração de RES com seus respectivos conversores

introduzem harmônicas nas tensões e correntes que podem exibir variações rápidas de amplitude e fase → o sistema pode não ser quase-estático em muitos casos, dificultando a análise.

(25)

Microrredes: desafios

❑

Técnicos: GD e Microrredes

✓

_{Baixa Inércia:}

❑ Em sistemas de geração convencionais com máquinas síncronas, a inércia pode suportar regulação de tensão e frequência por alguns segundos durante perturbações que levam a um desequilíbrio

geração-demanda;

❑ A penetração de RES que tem pouca ou nenhuma característica inercial pode reduzir a inércia de toda a rede, causando flutuações de tensão e frequência durante distúrbios.

(26)

Microrredes: desafios

❑

Não-Técnicos: GD e Microrredes

✓

_{Incerteza jurídica e regulamentar:}

❑ Uma identidade legal clara das microrredes é necessária para alcançar a certeza regulatória para tornar os projetos de microrredes “bancáveis” -caso contrário, os custos potenciais muito altos e benefícios muito incertos não justificam o investimento de tempo e dinheiro

✓

_{Política de interconexão com a rede: em vários países não há}

requisitos padronizados para conexão de pequenos produtores

independentes de energia à rede

❑ Até recentemente, o foco principal da política de interconexão para GD, incluindo a norma IEEE 1547, estava voltada para garantir que esses recursos fossem desconectados em caso de falha de rede para proteger a segurança dos trabalhadores da linha.

(27)

Microrredes: desafios

❑

Não-Técnicos: GD e Microrredes

✓

_{Regulamento de Concessionária:}

❑ Uma microrrede provavelmente será considerada uma corporação elétrica se tiver a intenção de atender a vários clientes varejistas, não relacionados, através de linhas de energia em vias públicas

❑ Se uma agência reguladora de serviços públicos decidir que os serviços prestados por microrredes as qualificam como

concessionárias, esse órgão pode regular as tarifas cobradas pela eletricidade e decidir se aprova a construção de instalações, etc. , que têm implicações importantes para desenvolvedores e

(28)

Microrredes: desafios

❑

Não-Técnicos: GD e Microrredes

✓

_{Oposição da Concessionária:}

❑ autoconsumo de energia gerada por microrredes poderia corroer a base de receita que tradicionalmente paga pelos investimentos em infraestrutura de serviços públicos.

❑ Há também relutância em adicionar grandes quantidades de recursos energéticos distribuídos à rede devido a percepção dos desafios de gerenciamento, segurança e proteção.

❑ Como um resultado, muitas concessionárias estão tentando impor taxas adicionais aos proprietários de GD

(29)

Microrredes: desafios

❑

Não-Técnicos: GD e Microrredes

✓

_Preço:

❑ Microrredes com qualidade de energia enfrentarão barreiras

significativas ao competir com as soluções existentes de qualidade de energia (DVR, UPS ...) devido à percepção do consumidor contra a exposição de cargas críticas a perturbações e o desafio de fornecer um nível de qualidade de energia comparável as soluções existentes.

❑ Alcançar tempo de resposta de 1/4 de ciclo ou mais rápido é difícil com arquiteturas de microrredes conectadas por causa da GD, que interfere na comutação forçada da chave estática.

(30)

Microrredes: funções

❑

Funções de Valor das Microrredes

✓

_{Confiabilidade: refere-se à continuidade de serviço}

✓

_{Arbitragem de Energia}

❑ qualquer coisa com objetivo de fornecer valor econômico à operação de microrredes conectadas tais como Peak Shaving, integração de RES, CHP ...

✓ Qualidade de Energia

❑ melhor qualidade de energia refere-se principalmente à

compensação de afundamentos de tensão de curta duração, isto é, a funcionalidade de UPSs

(31)

II Workshop de Energias

Oceânicas e Fluviais

(32)

Microrredes

Isolada

▪ Conversores no modo de controle

de tensão

▪ Controle de tensão e frequência

▪ Não pode operar conectada à rede

▪ PLL para sincronização com a rede

para quando houver operação em paralelo de conversores ou a

transição para o modo conectado à rede

Conectada à Rede

▪ Conversores no modo de controle de corrente ▪ Estratégia MPPT ▪ Estratégia de Anti-Ilhamento

▪ PLL para sincronização com

a rede

(33)

Configurações de Microrredes

Microrredes Isoladas: geração e diesel conectada ao

barramento CC

Retificador Arranjo fotovoltaico CA CC = ~ Inversor = = Cargas CA Banco de Gerador Sistema Eólico = ~ = ~

(34)

Configurações de Microrredes

Microrredes Isoladas: geração conectada ao

barramento CC, diesel conectado ao barramento CA

Arranjo fotovoltaico CA CC = ~ Conversor Bi-direcional = = Cargas CA Banco de Gerador Diesel = ~ Sistema Eólico

(35)

Configurações de Microrredes

Microrredes Isoladas: geração e diesel conectada ao

barramento CA

Arranjo fotovoltaico AC CC = ~ Conversor Bi-direcional Banco de Baterias Gerador Diesel Sistema Eólico ~ ~ = ~ Cargas _CC

(36)

II Workshop de Energias

Oceânicas e Fluviais

(37)

Controle de Microrredes

▪ Nível local:

❑ Os conversores de potência devem ser controlados adequadamente para

fazerem as funções para as quais os mesmos foram projetados

▪ Nível sistêmico:

❑ O balanço de energia (geração = demanda + energia armazenada +

perdas) dentro da microrrede deve ser mantido de tal forma que uma operação estável seja atingida. O sistema de gerenciamento de energia deve atuar em cada conversor de uma maneira coordenada

(38)

Modos de Controle de Microrredes

▪ Centralizado

➢

Um controle totalmente centralizado depende os dados reunidos em

um controlador central dedicado que executa os cálculos e determina as ações de controle para todas as unidades, exigindo ampla

comunicação entre o controlador central e as unidades controladas (caro devido à extensa comunicação e necessidades de computação).

▪ Descentralizado

➢ em um controle totalmente descentralizado, cada unidade é controlada

por seu controlador local, que recebe apenas informações locais e não está totalmente ciente das variáveis de todo o sistema nem de outros controladores ações.

(39)

Controle Hierárquico

▪ Um compromisso entre os sistemas de controle

centralizados e descentralizados pode ser conseguido por

meio de um sistema de controle hierárquico que consiste em

três níveis:

1. Primário 2. Secundário 3. Terciário

▪ Esses níveis de controle diferem:

❑

na sua velocidade de resposta e no período de tempo em que

operam

(40)

Controle Hierárquico

❑

Controle Primário:

➢ Este controle é baseado em medições locais, não requer comunicação

e é aquele de resposta mais rápida:

✓ Detecção de ilhamento, PLL, controle de tensão e corrente dos conversores, compartilhamento de carga, impedância virtual, inércia virtual...

❑

Controle Secundário: chamado de sistema de gerenciamento

de energia (EMS)

➢ Responsável pela operação confiável, segura e econômica da

microrrede em modo conectado à rede ou autônomo.

➢ Restauração de f/V (modo isolado)

➢ Sincronização (transição do modo isolado para o modo conectado

à rede)

(41)

Controle Hierárquico

❑

Controle Terciário:

❑

Define pontos de ajuste de longo prazo, tipicamente "ótimos“,

dependendo dos requisitos do sistema de energia ao qual a

microrrede está conectada.

❑

É responsável por coordenar a operação de múltiplas

microrredes interagindo no sistema e necessidades ou

requisitos de comunicação com a rede (suporte de tensão,

regulação de frequência, etc.).

❑

Normalmente opera na escala de vários minutos, fornecendo

referências de controle para o nível secundário.

❑

Responsável pela importação/exportação de energia com a

rede

(42)

Controle Hierárquico

Gv(z) ZD(s) vref Inpedância Virtual Controle Primário Gw(s) Malhas Interna _M i c r o r r e d e Medições wMG / EMG + -vo io P/Q Controle Droop ZD(s) vref Inpedância Virtual Controle Primário Malha Interna + -vo io P/Q Controle Droop GE(s) Malhas de Restauração de Tensão e Frequência dw Comunicação com Pequena Largura de Faixa

Controle Secundário -+ wMG -+ wMG EMG Dws EMG + dE Cálculo de P/Q QG Conexão à rede PIQ QG + -* QG Controle Terciário Conexão à rede PIP PG + -* PG Sincronização PLL Isolada bypass Ei* wi* Dws E*MG w *MG Rede Principal Pg ,Qg PCC Isolada Gi(z) Gv(z) Gi(z) VSI VSI

Adaptado de: J.M. Guerrero, J.C. Vasquez, J. Matas, L.a, L.G. de Vicuna, and M. Castilla, "Hierarchical Control of Droop-Controlled AC and DC Microgrids-A General Approach Toward Standardization,"

(43)

(44)

Microrrede Isolada:

Ilha de Lençóis

. . . . . . . . . . . . . . . . . . PV 53 kW 240 V / 1200 Ah Fonte Despachável Generador Diesel 53 kVA Turbinas Eólicas 3x10kW CA CC 9 Linhas 1 120 1 120 240 Vcc Cargas Residenciais Inv. 2x 30 kVA Ret. 24 kW 380 / 220 V QTA Controlador Central Co m un ic aç ão

(45)

Microrrede Isolada:

Ilha de Lençóis

❑

Controle Primário dos conversores:

▪ Malhas internas de corrente e tensão

▪ MPPT

▪ Compartilhamento de carga

▪ Proteção

❑

Controle secundário (gerenciamento de energia)

▪ Garantir o balanço de energia

𝐺𝑒𝑟𝑎çã𝑜 = 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 + 𝑃𝑒𝑟𝑑𝑎𝑠 ± 𝐴𝑟𝑚𝑎𝑧𝑒𝑛𝑎𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜

▪ Religar o sistema após falha (curto-circuito, ...)

▪ Tenta ligar os inversores 3 vezes

(46)

Microrrede Isolada:

Ilha de Lençóis

❑

Controle secundário (gerenciamento de energia)

▪ Trocar a operação dos inversores: a cada semana desliga um e liga

o outro

▪ Colocar os inversores em paralelo sempre que a carga fica maior

que 50% da potência nominal individual: devido ao desbalanceamento e corrrente de inrush de cargas

▪ Ligar o gerador diesel:

✓ Sempre que a DOD atingir 50% (1,96 V por elemento)

✓ Sempre que a geração por fontes renováveis não for suficiente para carregar o banco até 90% do seu SOC

✓ Periodicamente (20 dias) para carregar o banco até 100% do seu SOC.

✓ Define a hora de ligar o gerador para que ele nunca trabalhe com pouca carga

(47)

Microrrede Isolada:

Ilha de Lençóis

(48)

Microrrede Isolada:

Ilha de Lençóis

(49)

Microrrede Isolada:

Ilha de Lençóis

(50)

Microrrede Isolada:

Ilha de Lençóis

(51)

Microrrede Isolada:

Ilha de Lençóis

(52)

Microrrede Isolada:

Ilha de Lençóis

(53)

Microrrede Isolada:

ilha de Lençóis

❑

Comunidade/Carga Atendida

✓ Comunidade com aproximadamente 90 famílias e 300 pessoas;

✓ Posto de saúde e Escola;

✓ 3 pequenos comércios locais;

Curva de Carga

Consumo

médio por UC:

(54)

Microrrede Isolada:

ilha de Lençóis

(55)

Microrrede Isolada:

ilha de Lençóis

(56)

Microrrede Isolada:

ilha de Lençóis

❑

Problemas Práticos:

➢

Coordenação de Proteção

➢

Grau de proteção dos equipamentos

➢

Desbalanceamento de carga entre fases

➢

Corrente de Inrush na energização do sistema

➢

Instabilidade na operação do gerador diesel +

(57)

Microrrede Isolada:

ilha de Lençóis

❑ Histórico

▪ Desde a instalação o sistema está em operação ininterrupta: ▪ Troca do banco de baterias em 2012 e 2015;

▪ Manutenção de inversores;

▪ Manutenção das torres eólicas e rede de distribuição;

❑ Sistema transferido da UFMA/MME para a CEMAR em 2015;

❑ O sistema passou por atualizações e melhorias no projeto original:

▪ Troca da rede de distribuição para cabos de cobre isolados

multiplexados;

▪ Melhoria da Interface de monitoramento (P&D) ▪ Novos inversores trifásicos mais robustos (P&D)

▪ Desenvolvimento de novos conversores para as turbinas (P&D)

▪ Desenvolvimento de novos controladores de carga para painéis solares (P&D)

(58)

Conclusões

▪ Microrredes são importantes para integrar fontes renováveis e não

convencionais

▪ Podem operar de forma isolada ou conectada com a rede

▪ Microrredes isoladas são interessantes principalmente em aplicações

em regiões remotas e ilhas

▪ Há várias microrredes em laboratórios e aplicações reais no mundo.

Governos estão interessados neste novo conceito

▪ Conversores de potência são fundamentais para a aplicação deste novo

conceito

▪ O controle adequado dos conversores de potência é essencial para que

a microrrede faça as tarefas pré-estabelecidas

▪ A implementação de microrredes requer uma proposta sistêmica e não

somente uma mera interconexão de componentes de geração distribuída

(59)

Obrigado!

(60)

Microrrede Isolada:

ilha de Lençóis

❑

Problemas Práticos:

❑

Grau de Proteção contra atmosfera salina

▪ Inicialmente: IP11 (basicamente sem proteção)

▪ Atualmente: IP 54 (poeira e água)

(61)

Microrrede Isolada:

ilha de Lençóis

❑

Problemas Práticos:

❑

Grau de Proteção contra atmosfera salina

(62)

❑

Problemas Práticos:

✓

Grau de Proteção contra atmosfera salina

▪ Atualmente:

Microrrede Isolada:

ilha de Lençóis

(63)

❑

Problemas Práticos:

✓

Desbalanceamento entre fases

15 20 1 6 11 16 0 10 20 30 40 A (r m s) Correntes - 04/03/17 Fase A Fase B Fase C ▪ Sincronização dos inversores: dependendo do desbalanceamento não entram em paralelo ▪ Sobrecarga de determinada fase, com atuação da proteção

Microrrede Isolada:

ilha de Lençóis

(64)

❑

Problemas Práticos:

✓

Desbalanceamento entre fases

0 5 10 15 20 0 10 20 30 40 A ( rm s) Correntes -18/08/18 Fase A Fase B Fase C

Difícil de ser corrigido devido ao pequeno número de unidades consumidores Atualmente está praticamente balanceado

Microrrede Isolada:

ilha de Lençóis

(65)

❑

Problemas Práticos:

✓

Corrente de Inrush na energização do sistema

▪ Solução:

➢ Seccionar a rede de distribuição em 4 setores e

temporizar a energização de cada setor

Cargas Residenciais . . .

Microrrede Isolada:

ilha de Lençóis

(66)

❑

Problemas Práticos:

✓

Instabilidade na operação do gerador diesel + retificador

𝐿

_𝑠𝑑

> 2𝑝𝑢

✓ Harmônicas nas correntes de linha;

✓ Distorção de tensão no PCC devido ao alto valor de 𝐿_𝑠𝑑;

Microrrede Isolada:

ilha de Lençóis

D D T Genset PCC _𝑖 𝑎𝐺 𝑖_𝑏𝐺 𝑖_𝑐𝐺 𝐼_𝑅 𝐿𝑜 𝑅_𝑜 𝐶_𝑜 𝐼_𝑏𝑎𝑡 -Sincronização Retificador Banco de Baterias 𝐿_𝑠𝑑 𝐿_𝑠𝑑 𝐿_𝑠𝑑 Consumidores

(67)

❑

Instabilidade na operação do gerador diesel + retificador

Microrrede Isolada:

ilha de Lençóis

(68)

- O controlador de tensão do gerador aumenta a sua corrente de campo para restabelecer o nível de tensão

- A proteção do retificador inibe os pulsos dos SCRs devido a perda de sincronismo e distorção da tensão (THD > 20%)

- A tensão rms do gerador diminui

- A distorção de tensão desaparece pois o retificador (carga para o gerador) para de funcionar

- O valor rms da tensão é restabelecido ao nível normal

❑

Instabilidade na operação do gerador diesel + retificador

- O retificador volta a funcinar e tudo se repete

Microrrede Isolada:

ilha de Lençóis

(69)

❑

Instabilidade na operação do gerador diesel + retificador

✓ A proteção do retificador atua devido a excessive distorção harmonica da tensão;

✓ O subsistema gerador diesel / retificador torna-se instável;

✓ Pouca qualidade de energia para outras cargas conectadas ao PCC.

Microrrede Isolada:

ilha de Lençóis

D D T Genset PCC _𝑖 𝑎𝐺 𝑖_𝑏𝐺 𝑖_𝑐𝐺 𝐼_𝑅 𝐿𝑜 𝑅_𝑜 𝐶_𝑜 𝐼_𝑏𝑎𝑡 -Sincronização Retificador Banco de Baterias 𝐿_𝑠𝑑 𝐿_𝑠𝑑 𝐿_𝑠𝑑 Consumidores 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 IaG (p u) (a) t (s) 2 4 6 8 10 12 0.4 0.6 1 1.2 1.4 VL (p u) t (s) 0.8 True rms Fundamental rms

(70)

❑

Instabilidade na operação do gerador diesel + retificador

✓ Uma solução para este problema seria usar geradores a diesel de potência nominal muito superior à potência nominal do retificador. Uma prática comum é usar um gerador com potência nominal até 5 vezes maior que a do retificador.

❑ Consumo aproximadamente 44% maior

✓ Outra possibilidade seria usar Retificadores PWM: onde compra-los?

Microrrede Isolada:

ilha de Lençóis

(71)

❑

Instabilidade na operação do gerador diesel + retificador: solução

❑ Solução proposta

1. Filtros de harmonicas (1);

2. Circuito de redução de Notch (2);

1

2

3 Microrrede Isolada:

ilha de Lençóis

Genset PCC _𝑖 𝑎𝐺 𝑖𝑏𝐺 𝑖_𝑐𝐺 𝐿𝑠𝑑 𝐿𝑠𝑑 𝐿_𝑠𝑑 LC LC LC RCCC D D C1 C1 C1 R1 R1 R1 L1 L1 L1 L5 L5 L5 C5 C5 C5 L7 L7 L7 C7 C7 C7 L1 1 L1 1 C11 C11 C11 L1 1 T ibR icR 5th HF 7th HF 11th HF iaR NRC I_F,5 I_F,7 I_F,11 𝐼𝑅 𝐿𝑜 𝑅𝑜 𝐶𝑜 𝐼𝑏𝑎𝑡 -Battery Bank Simulação sem RCCC (gerador auto-excitado)

(72)

❑

Instabilidade na operação do gerador diesel + retificador: solução ➢ Solução proposta

𝐿

_ℎ

𝐶

_ℎ

=

1

3 ×

1 4𝜋

2

𝑓

2

ℎ

2

Microrrede Isolada:

ilha de Lençóis

Genset PCC _𝑖 𝑎𝐺 𝑖𝑏𝐺 𝑖_𝑐𝐺 𝐿𝑠𝑑 𝐿𝑠𝑑 𝐿_𝑠𝑑 LC LC LC RCCC D D C1 C1 C1 R1 R1 R1 L1 L1 L1 L5 L5 L5 C5 C5 C5 L7 L7 L7 C7 C7 C7 L1 1 L1 1 C11 C11 C11 L1 1 T ibR icR 5th HF 7th HF 11th HF iaR NRC I_F,5 I_F,7 I_F,11 𝐼𝑅 𝐿𝑜 𝑅𝑜 𝐶𝑜 𝐼𝑏𝑎𝑡 -Battery Bank

(73)

❑

Instabilidade na operação do gerador diesel + retificador: solução 𝑄_𝐶 = 3 × 𝑉𝐿𝐿2 2 𝑋_𝐶1 + ෍ 𝑉_𝐿𝐿22 𝑋_𝐶ℎ , ℎ = 5 , 7, 11, … 𝐿_𝐶 = 1 2𝜋𝑓₁ × 𝑉_𝐿𝐿12 𝑄_𝐶 Genset PCC _𝑖 𝑎𝐺 𝑖𝑏𝐺 𝑖_𝑐𝐺 𝐿𝑠𝑑 𝐿𝑠𝑑 𝐿𝑠𝑑 LC LC LC RCCC D D C1 C1 C1 R1 R1 R1 L1 L1 L1 L5 L5 L5 C5 C5 C5 L7 L7 L7 C7 C7 C7 L1 1 L1 1 C11 C11 C11 L1 1 T ibR icR 5th HF 7th HF 11th HF iaR NRC I_F,5 I_F,7 I_F,11 𝐼𝑅 𝐿𝑜 𝑅𝑜 𝐶𝑜 𝐼𝑏𝑎𝑡 -Battery Bank

Microrrede Isolada:

ilha de Lençóis

(74)

❑

Resultados: com 5

o

_{, 7}

o

_{, 11}

º

_{filtros, NCR e RCCC}

Espectro harmônico da tensão de fase no PCC

Tensões de fase (1) e (2), e corrente de linha (3) no PCC do gerador

Microrrede Isolada:

ilha de Lençóis

(75)

❑

Resultados: com 5

o

_{, 7}

o

_{, 11}

º

_{filtros, NCR e RCCC}

Comparação dos Espectros harmônico da tensão de fase no PCC

Antes _Depois

Microrrede Isolada:

ilha de Lençóis

(76)

Microrrede Isolada: ilha Grande

(77)

Conversores Fotovoltaicos

➢

Conversores CC-CC para carregamento de baterias

. . . BUCK 1 BUCK 2 BUCK 10 BSS CARGA PV 10 PV 2 PV 1

Topologia: 35 kW com 10 conversores buck independentes, operando em paralelo

C u rr en te ( A ) Tensão (V) Região de alta tensão Região de tensão normal Região de baixa tensão δ+ > δ- δ+ = δ -VLOW VHIGH δ+ < δ -Estratégia MPPT Modificada

(78)

Conversores Fotovoltaicos

➢ 10 Conversores CC/CC (3kW cada), conectados em paralelo:

(79)

Conversores Fotovoltaicos

Medições – Ilha Grande

0 5 10 15 20 25 t (horas) -5 0 5 10 15 20 25 kW 0 2 4 6 8 10 kW 0 50 100 150 200 kW h 129 kWh 155 kWh 0 5 10 15 20 25 t (horas) 0 20 60 100 140 kW h Potência CC gerada – 3/09/16 Potência CC gerada – 9/01/17

Energia CC gerada - 3 a 14 / set / 16

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Conversores – Turbinas Eólicas

Turbina Eólica Conversor buck-boot não-inversor Gerador (PMSG) Retificador a diodos Banco de Baterias Sistema Eletromecânico Sistema de Conversores Estáticos

➢ Conversores para carregamento de banco de baterias a partir de

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Conversores – Turbinas Eólicas

➢ Conversores para carregamento de banco de baterias a partir de

Turbinas Eólicas: 10 kW (Ilha de Lençóis)

Ponte Retificadora - -rL Qboost Qbuck L vin iL iin ibat Vbat + + Célula 2 Célula 1 vo1 -+ vi2 -+ Sistema de Controle 𝐷_{𝑏𝑢𝑐𝑘}𝑣_𝑖𝑛 − 1 − 𝐷_{𝑏𝑜𝑜𝑠𝑡} 𝑉_𝑏𝑎𝑡 = 𝐿 𝑑𝑖𝐿 𝑑𝑡 + 𝑟𝐿𝑖𝐿 (1) 𝐷_{𝑏𝑢𝑐𝑘} = ቊ𝐷𝐶, 0 ≤ 𝐷𝐶 < 1 1, 1 ≤ 𝐷_𝐶 ≤ 2 (2) 𝐷𝑏𝑜𝑜𝑠𝑡 = ቊ 0, 0 ≤ 𝐷_𝐶 < 1 𝐷_𝐶 − 1, 1 ≤ 𝐷_𝐶 ≤ 2 (3)

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Conversores – Turbinas Eólicas

❑

Diagrama de blocos

Wind Turbine Converter BSS PSF ibat,MPPT* (8) (10) ILIM 0 (12) + Current Controller -iL iL* wr Pw Pe Vbat * + -Voltage Controller MPPT loop 𝑃_𝑤 = 𝐾_𝑜𝑝𝑡𝜔_𝑟3 𝑃_𝑒 = 𝑃_𝑤 − 3𝑟_𝑎𝐼_{𝑝ℎ𝑎𝑠𝑒}2 𝑖_{𝑏𝑎𝑡,𝑀𝑃𝑃𝑇}∗ = 𝑃𝑒 𝑉_𝑏𝑎𝑡

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Conversores – Turbinas Eólicas

❑

Diagrama de blocos

Wind Turbine Converter BSS PSF i_bat,MPPT* (8) (10) ILIM (12) + Current Controller -iL iL* wr P_w P_e Vbat * + -Voltage Controller

Turbina Conversor Baterias

𝑖_𝑏𝑎𝑡∗ = ൝𝑖𝑏𝑎𝑡,𝑀𝑃𝑃𝑇

∗ _{, 𝑖}

𝑏𝑎𝑡,𝑀𝑃𝑃𝑇∗ ≤ 𝑖𝑏𝑎𝑡,𝑙𝑖𝑚

(84)

Conversores – Turbinas Eólicas

❑

Conversores instalados na Ilha de Lençóis

Potência: 10kW Saída: 240Vcc/40A

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Conversores – Turbinas Eólicas

Eficiência do Sistema (potências dos sistemas de refrigeração

e controle incluída)

Max eff.: 97,7%

@ 3500W / 250V

Min eff.: 94,3%

@ 500W / 150V

Frontier between boost and buck mode

Tensão retificada (V) Potência de Saída (W)

R endimento (% ) Fronteira entre os modos buck e boost

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Conversores – Turbinas Eólicas

86

Operação em MPPT (pontos azuis): comparação com a curva de máxima potência configurada (curva vermelha) e as curvas de potência fornecidade pelo fabricante (curvas pretas)

Potência de saída (W)

Curva de Máxima Potência Configurada (W)

Potê

ncia

(W

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Conversores – Turbinas Eólicas

Transição entre os modos de operação em MPPT e limite de potência,

com o parâmetro 𝐾_𝑜𝑝𝑡 configurado para 1,08; Setpoint do BSS: 256V

▪ Quando a tensão do

BSS for maior que o setpoint, a corrente é limitada e, como consequência, o 𝐾_𝑜𝑝𝑡 desvia-se do valor configurado de 1,08 Cor ren te da B at er ia (A ) Tensão da B at eria ( V ) 𝐾 𝑜𝑝𝑡 medi do t (HH:MM) t (HH:MM)

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Sistema Atual x Sistema Futuro

= ~ Eólica = PV Sistema atual = ~ Gerador Diesel = Baterias = ~ Cargas CA CA CC Inv. Ret. ~ ~ = ~ Conversor Bidirecional Eólica Solar fotovoltaico Gerador Diesel Baterias CA CC Cargas CA Sistema Fututuro (proposto) = ~ Vantagens:

❑ Menor custo de implantação

❑ Melhoria da qualidade de energia ❑ Maior eficiência

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Sistema Atual x Sistema Futuro

Vantagens do conversor bidirecional:

❑ Permite geração distribuída, possibilitando maiores dimensões da rede de distribuição sem aumento da queda de tensão e perdas

Linha 1 200m Linha 2 200m Linha 3 200m ESS 1 GFC 1 ESS 2 GFC 2 GFEC 1 Carga 2 Carga 1 CA CC Chave de conexão Rede externa RES 1 RES 2 Desafios ❑ Operação em paralelo de gerador diesel com conversor estático ❑ Equalização de diferentes bancos de baterias

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CFR Bidirecional

Cabeça de série: CFR – 40kW

Estágio de entrada + inversor

D1 K1 K2 9,4mF 45Arms D2 K3 3R3 10A 300A 2mH Q9 Q11 Q10 Q12 Q2 Q4 Q1 Q3 Q6 Q8 Q5 Q7 Daux1 Daux2 80Acc 2mH 80Acc 900V _1mH 68Arms 0,52mH 45Arms 1mH 380V 60uF IRIS IT VRVSVT Vbus Vbat Ibat ILb1 ILb2 IA IB IC VAVBVT A B C D3 K4 VG1VG2 A B C N T Braços 1-4 SKM150GB12T4G Braços 5 e 6 SKM400GB12T4 L1 L2 Ln Cf Pré-carga Diodos de roda livre

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CFR Bidirecional

Estágio de entrada + inversor

D1 K1 K2 9,4mF 45Arms D2 K3 3R3 10A 300A 2mH Q9 Q11 Q10 Q12 Q2 Q4 Q1 Q3 Q6 Q8 Q5 Q7 Daux1 Daux2 80Acc 2mH 80Acc 900V _1mH 68Arms 0,52mH 45Arms 1mH 380V 60uF IRIS IT VRVSVT Vbus Vbat Ibat ILb1 ILb2 IA IB IC VAVBVT A B C D3 K4 VG1VG2 A B C N T Braços 1-4 SKM150GB12T4G Braços 5 e 6 SKM400GB12T4 L1 L2 Ln Cf Pré-carga Diodos de roda livre

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CFR Bidirecional

Proteção contra cessão de corrente nos indutores CC

• Em casos de curto circuito na

entrada, a abertura do disjuntor causa a

discontinuidade da corrente no indutor CC

• Os diodos D_d1 e D_d2 mantêm o

fluxo de corrente até a completa descarga dos indutores nestes casos, evitanto danos ao equipamento D1 K1 K2 3R3 10A 300A Dd1 Dd2 Q1 Q3 Q2 Q4 2mH 80Acc 2mH 80Acc 18,8mF 450V 18,8mF 450V D1 K1 K2 3R3 10A 300A Dd1 Dd2 Q1 Q3 Q2 Q4 2mH 80Acc 2mH 80Acc 18,8mF 450V 18,8mF 450V

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