Estratégia de controle com regulação da geração de energia e transição suave entre os modos de operação conectado e ilhado para sistemas de geração distribuída fotovoltaicos

UNIVERSIDADEFEDERALDO RIO GRANDE DO NORTE

UNIVERSIDADEFEDERAL DORIOGRANDE DO NORTE

CENTRO DETECNOLOGIA

PROGRAMA DEPÓS-GRADUAÇÃO EMENGENHARIAELÉTRICA E

DECOMPUTAÇÃO

Estratégia de Controle com Regulação da

Geração de Energia e Transição Suave entre os

Modos de Operação Conectado e Ilhado para

Sistemas de Geração Distribuída Fotovoltaicos

Yuri Iohanssen Ribeiro Damasceno

Orientador: Prof. Dr. Ricardo Lúcio de Araújo Ribeiro

Dissertação de Mestrado apresentada ao Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica e de Computação da UFRN (área de concentração: Automação e Sistemas) como parte dos requisitos para obtenção do título de Mestre em Ciências.

Número de ordem PPgEEC: M600

Natal, RN, 4 de outubro de 2019

Damasceno, Yuri Iohanssen Ribeiro.

Estratégia de controle com regulação da geração de energia e transição suave entre os modos de operação conectado e ilhado para sistemas de geração distribuída fotovoltaicos, Natal, 2019 / Yuri Iohanssen Ribeiro Damasceno. - 2019.

118f.: il.

Dissertação (Mestrado)-Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Centro de Tecnologia, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica e de Computação.

Orientador: Dr. Ricardo Lúcio de Araújo Ribeiro.

1. Geração Distribuída - Dissertação. 2. Fontes Renováveis de Energia - Dissertação. 3. Rastreamento do Ponto de Operação Sub-ótimo - Dissertação. 4. Conectado à Rede. 5. Controle Local. I. Ribeiro, Ricardo Lúcio de Araújo. II. Título.

RN/UF/BCZM CDU 621.3

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

Estratégia de Controle com Regulação da

Geração de Energia e Transição Suave entre os

Modos de Operação Conectado e Ilhado para

Sistemas de Geração Distribuída Fotovoltaicos

Yuri Iohanssen Ribeiro Damasceno

Dissertação de Mestrado aprovada em 4 de outubro de 2019 pela banca examinadora composta pelos seguintes membros:

Prof. Dr. Ricardo Lúcio de Araújo Ribeiro (orientador) . . . DEE/UFRN Prof. Dr. Cecílio Martins de Sousa Neto . . . DETEC/UFERSA Prof. Dr. Rodrigo Prado De Medeiros . . . DE/UFERSA Prof. Dr. Fábio Meneghetti Ugulino de Araújo . . . DCA/UFRN Prof. Dr. Thiago de Oliveira Alves Rocha . . . DEE/UFRN

A Deus, por seu infinito valor e

porque Dele, por Ele e para Ele são

todas as coisas.

À minha família, especialmente

meus pais, Ubaldo e Jane, sem os

quais não seria o mesmo.

Agradecimentos

A Deus, sou grato pelo cuidado tão presente que me permite desfrutar da vida e da criação, pelos dons e talentos concedidos, que me permitem entender o mundo, apreciar a criação, agir em favor do próximo e contribuir com a sociedade.

À minha família, especialmente aos meus pais Ubaldo e Jane, sou grato por todo o suporte, tempo e amor doados a mim, pela compreensão nos momentos de estresse e pelo grande zelo em estimular e suprir a minha sede de conhecimento desde muito cedo.

Aos meus amigos mais chegados que irmãos Victor Cosson e Matias Schwambach, sou grato por contribuírem com muita oração e ouvidos atentos mesmo estando fisicamente muito distantes.

A Monique Alvares, sou grato pelo grande suporte durante essa etapa da minha vida. A Everton Dantas e Rodrigo Teixeira, sou grato pela genuína amizade construída ao longo do trabalho.

Aos colegas do LEIER, sou grato por toda ajuda durante esse trabalho, seja na forma de sugestões, conselhos, parceria em artigos ou momentos de descontração.

Ao meu orientador, Professor Doutor Ricardo Lúcio de Araújo Ribeiro, sou grato pela orientação e pelos desafios propostos.

Resumo

Espera-se que a demanda mundial de energia aumente nas próximas décadas em ritmo superior a capacidade de fornecimento das fontes de energia tradicionais. Isso tem impul-sionado a inserção de unidades de Geração Distribuída baseadas em Fontes Renováveis de Energia (GD-FRE) no modelo atual do sistema de potência, as quais tendem a ser integradas ao sistema de potência por meio de microrredes. As microrredes com siste-mas de GD-FRE podem atender a cargas locais em um sistema isolado (operação ilhada) ou conectados à rede elétrica (operação conectada à rede). Idealmente, esses sistemas de GD-FRE devem ter a capacidade de realizar uma transição suave entre os modos de opera-ção, de forma que o fornecimento contínuo de energia seja garantido, independentemente do estado da rede elétrica. Neste trabalho é proposta uma estratégia de controle para um sistema de GD-FRE de baixa tensão capaz de operar nos modos ilhado e conectado à rede com transição suave entre os modos conectado e ilhado, que regula a geração da FRE, dispensando o uso de sistemas de armazenamento de energia no modo de operação ilhado e que não utiliza comunicação entre as unidades de GD. A estratégia de controle proposta é dividida em três partes: (a) o controle do conversor conectado ao ponto de acoplamento comum (PAC) (controle de corrente, tensão e potência), (b) unidade de gestão do modo de operação (constituída pelos controles da tensão barramento CC do sistemas GD, controle de tensão e de frequência angular do PAC) e (c) o subsistema de sincronismo e detec-ção de ilhamento. A estratégia de controle é validada através da simuladetec-ção de um sistema trifásico de GD-FRE. A utilização da estratégia permite que o sistema apresente uma tran-sição suave entre os modos, com baixa perturbação na tensão do PAC, a manutenção do equilíbrio de potência no modo ilhado e um processo de sincronização rápido do modo ilhado para o conectado à rede. Além disso, o sistema apresenta um tempo de resposta rápido do controle da tensão do barramento CC que é capaz de manter o transitório pe-queno, mesmo quando ocorrem elevados desequilíbrios de potência durante a transição dos modos.

Palavras-chave: Geração Distribuída, Fontes Renováveis de Energia, Rastreamento do Ponto de Operação Sub-ótimo, Conectado à Rede, Isolado, Controle Local.

Abstract

The world energy demand is expected to rise in the coming decades in a superior rate than the conventional energy sources availability. This forecast has driven the adoption of Renewable Energy Source Distributed Generation (RES-DG) systems in the power sys-tem. The trend is the organization of these RES-DG systems in the form of microgrids. The RES-DG based microgrids can serve local loads on an isolated system (islanded ope-ration) or connected to the power grid (grid-connected opeope-ration). Ideally, these RES-DG systems should have the ability to transition smoothly between modes so that a continuous supply of power is achieved regardless of the grid state. This work proposes a local con-trol strategy for a low-voltage RES-DG system capable of operating in islanded as well in grid-connected mode while achieving a smooth transfer between modes and beeing able to regulate the RES output power, foregoing the use of energy storage systems in islan-ded mode. The proposed control strategy is diviislan-ded in three parts: (a) the VSI control, which constitutes the inner control loops of the Voltage Source Inverter (VSI) (current, voltage and power control loops), (b) operating mode management unit (DC link, voltage at the PCC and DG system angular frequency control loops) and (c) the synchronization islanding detection subsystem. The control strategy is validated through simulation of a three-phase RES-DG system. The proposed strategy presents a smooth transition between modes, with little perturbation on the PCC voltage, a fast synchronization process from islanded to grid-connected mode and mantains power balance inside the microgrid while operating in islanded mode. In addition, it also presents a fast DC link voltage control response time that is capable of maintaining the transitory small even for large power imbalances during mode transition.

Keywords: distributed generation, renewable energy sources, suboptimal power point tracking, grid-connected, islanded, local control.

Sumário

Sumário i

Lista de Figuras iii

Lista de Tabelas vii

Lista de Símbolos e Abreviaturas ix

1 Introdução 1 1.1 Motivação . . . 5 1.2 Objetivos . . . 6 1.3 Metodologia . . . 6 1.4 Contribuições . . . 7 1.5 Organização do trabalho . . . 7 2 Estado da Arte 9 2.1 Introdução . . . 9

2.2 Estratégias Baseadas em Sistemas de Comunicação . . . 9

2.3 Estratégias de Controle Local . . . 15

2.4 Síntese do Capítulo . . . 16

3 Modelagem Dinâmica do SGD 17 3.1 Descrição do Sistema . . . 17

3.2 Modelagem do Primeiro Estágio de Conversão . . . 18

3.3 Modelagem do Barramento CC . . . 23

3.4 Modelagem do Conversor de Potência Conectado ao PAC . . . 25

3.4.1 Circuito Equivalente do Filtro LCL no Referencial Estacionário . 26 3.4.2 Circuito Equivalente do LCL Trifásico no Referencial Síncrono . 30 3.4.3 Função de Transferência das Correntes do VSI . . . 32

3.4.4 Modelo da Tensão sobre o Ramo Capacitivo do Filtro . . . 32

3.4.5 Modelo da Potência Ativa e Reativa de Saída . . . 33

3.5 Síntese do Capítulo . . . 37

4 Sistema de Controle 39 4.1 Sistema de Controle Proposto . . . 39

4.1.1 Controle do Conversor Conectado ao PAC . . . 40

4.1.2 Unidade de Gestão do Modo de Operação . . . 43 i

5 Resultados de Simulação 53

5.1 Estrutura de Microrrede Simulada . . . 53

5.2 Dimensionamento dos Controladores . . . 54

5.2.1 Controlador das Correntes de Saída do VSI . . . 56

5.2.2 Controlador das Tensões sobre o Ramo Capacitivo do Filtro de Conexão . . . 57

5.2.3 Controladores das Potências Ativa e Reativa de Saída do VSI . . . 59

5.2.4 Controlador da Tensão do Barramento CC . . . 62

5.2.5 Controlador da Amplitude de Tensão do PAC . . . 64

5.2.6 Controlador da Frequência Angular da Tensão do PAC . . . 66

5.2.7 Controlador da Corrente de Saída do Primeiro Estágio . . . 67

5.3 Resposta dos Controladores . . . 69

5.3.1 Controlador das Correntes de Saída do VSI . . . 70

5.3.2 Controlador das Tensões sobre o Ramo Capacitivo do Filtro de Conexão . . . 70

5.3.3 Controladores das Potências Ativa e Reativa de Saída do VSI . . . 71

5.3.4 Controlador da Tensão do Barramento CC . . . 71

5.3.5 Controlador da Corrente de Saída do Primeiro Estágio . . . 72

5.3.6 Controladores da Frequência Angular e da Amplitude de Tensão do PAC . . . 72

5.4 Resultados de simulação . . . 74

5.4.1 Ilhamento da Microrrede . . . 74

5.4.2 Reconexão da Microrrede . . . 76

5.4.3 Variação de Carga no Modo Ilhado . . . 78

5.4.4 Atuação do MPPT no Modo Conectado . . . 82

5.4.5 Variação de Carga no Modo Conectado . . . 82

5.5 Síntese do Capítulo . . . 84 6 Conclusão 85 6.1 Síntese Geral . . . 85 6.2 Conclusões Gerais . . . 86 6.3 Trabalhos Futuros . . . 86 Referências bibliográficas 87

Lista de Figuras

1.1 Evolução do número acumulado de conexões de micro e minigeração no

Brasil entre janeiro de 2013 e junho de 2018. Fonte dos dados: ANEEL. . 3

1.2 Número de conexões de micro e minigeração por fonte de energia no Brasil (julho de 2018). Fonte dos dados: ANEEL. . . 3

1.3 Capacidade instalada de micro e minigeração por fonte de energia no Bra-sil (julho de 2018). Fonte dos dados: ANEEL. . . 4

1.4 Exemplo de microrrede com SGDs, cargas e SAEs. . . 5

2.1 Controle hierárquico: Controle Secundário e Terciário. . . 11

2.2 Controle hierárquico: Nível 0 e Controle Primário. . . 11

3.1 Diagrama da microrrede estudada no trabalho. . . 18

3.2 Curvas típicas de um arranjo fotovoltaico para um determinado valor de irradiância: (a) IxV e (b) PxV. . . 18

3.3 Curvas típicas de um arranjo fotovoltaico para diferentes valores de irra-diância: (a) IxV e (b) PxV. . . 19

3.4 Circuito de um arranjo fotovoltaico pelo modelo de diodo único. . . 19

3.5 Circuitos simplificados de um arranjo fotovoltaico com: (a) fonte de cor-rente e (b) fonte de tensão. . . 20

3.6 Circuito simplificado do arranjo fotovoltaico conectado ao conversor boost. 20 3.7 Circuito linear resultante no subintervalo 1. . . 21

3.8 Circuito linear resultante no subintervalo 2. . . 21

3.9 Circuitos do barramento CC composto por capacitores eletrolíticos: (a) circuito completo (b) circuito simplificado. . . 24

3.10 Diagrama de conexão entre o barramento CC e os estágios de conversão. . 24

3.11 Circuito do filtro LCL trifásico. . . 26

3.12 Circuito equivalente do filtro LCL trifásico conectado à rede elétrica no referencial estacionário. . . 30

3.13 Modelo simplificado do VSI conectado ao PAC. . . 34

4.1 Visão geral da estrutura de controle do SGD. . . 39

4.2 Estrutura de controle do VSI. . . 41

4.3 Unidade de gestão do modo de operação. . . 44

4.4 Subsistema de sincronismo e detecção de ilhamento. . . 48

4.5 Configuração da estrutura de controle para o modo de operação conectado. 48 4.6 Procedimento de transferência do modo conectado para o modo ilhado. . 49

4.7 Configuração da estrutura de controle para o modo de operação ilhado. . . 50 iii

5.1 Diagrama da microrrede trifásica empregada nos estudos de simulação. . 53 5.2 Representação dos critérios de projeto no plano complexo . . . 55 5.3 Lugar das raízes para o controle de corrente do VSI: (a) controlador P

(b) controlador I. . . 56 5.4 Lugar das raízes para o controle de corrente do VSI: controlador PI. . . . 57 5.5 Lugar das raízes para o controle de tensão do VSI: controlador P. . . 58

5.6 Lugar das raízes para o controle de tensão do VSI: (a) controlador I

(b) controlador I (ampliação). . . 58 5.7 Lugar das raízes para o controle de potência ativa do VSI: (a) controlador

P (b) controlador I. . . 60 5.8 Lugar das raízes para o controle de potência ativa do VSI: (a) controlador

PI (b) controlador PI (ampliação). . . 61 5.9 Lugar das raízes para o controle de potência reativa do VSI: controlador P 61 5.10 Lugar das raízes para o controle de potência reativa do VSI: (a)

controla-dor I (b) controlacontrola-dor I (ampliação). . . 62 5.11 Lugar das raízes para o controle de tensão do barramento CC: (a)

contro-lador P (b) controcontro-lador I. . . 63 5.12 Lugar das raízes para o controle de tensão do barramento CC: controlador

PI. . . 63 5.13 Lugar das raízes para o controle da amplitude de tensão do PAC: (a)

con-trolador P (b) concon-trolador I. . . 65 5.14 Lugar das raízes para o controle da amplitude de tensão do PAC:

contro-lador PI. . . 65 5.15 Lugar das raízes para o controle da frequência angular do PAC: (a)

con-trolador P (b) concon-trolador I. . . 66 5.16 Lugar das raízes para o controle da frequência angular do PAC:

controla-dor PI. . . 67 5.17 Lugar das raízes para o controle da corrente do boost: controlador P. . . . 68 5.18 Lugar das raízes para o controle da corrente do boost: (a) controlador I

(b) controlador I (ampliação). . . 68 5.19 Representação gráfica dos critérios de projeto no tempo: (a) tempo de

estabilização de 2 % (b) percentual de sobressinal. . . 69 5.20 Resposta ao degrau do controle da corrente: (a) if,d (b) if,q. . . 70

5.21 Resposta ao degrau do controle da tensão: (a) vc f,d (b) vc f,q. . . 71

5.22 Resposta ao degrau do controle das potências: (a) ativa pV SI e (b) reativa

qV SI. . . 72

5.23 Resposta ao degrau do controle da tensão do barramento CC (a) no modo ilhado e (b) no modo conectado. . . 73 5.24 Resposta ao degrau do controle da corrente i_boost. . . 73 5.25 Resposta ao degrau do controle da: (a) frequência angular ωPAC do PAC

e (b) amplitude de tensão do PAC V_PACg . . . 74 5.26 Transferência do modo conectado à rede para o modo ilhado na presença

5.27 Transferência do modo conectado à rede para o modo ilhado na presença

de cargas resistivas e indutivas. . . 76

5.28 Transferência do modo conectado à rede para o modo ilhado na presença de cargas puramente resistivas: detalhe da tensão do PAC. . . 77

5.29 Transferência do modo conectado à rede para o modo ilhado na presença de cargas resistivas e indutivas: detalhe da tensão do PAC. . . 77

5.30 Transferência do modo ilhado para o modo conectado à rede na presença de cargas puramente resistivas. . . 78

5.31 Transferência do modo ilhado para o modo conectado à rede na presença de cargas resistivas e indutivas. . . 79

5.32 Transferência do modo ilhado para o modo conectado à rede na presença de cargas puramente resistivas: detalhe da tensão do PAC. . . 80

5.33 Transferência do modo ilhado para o modo conectado à rede na presença de cargas resistivas e indutivas: detalhe da tensão do PAC. . . 80

5.34 Variação de carga no modo ilhado. . . 81

5.35 Variação da potência da FRE pelo MPPT no modo conectado. . . 83

Lista de Tabelas

1.1 Listagem de produção científica . . . 7 2.1 Resumo da revisão bibliográfica referente as estratégias de controle para

operação de geradores distribuídos . . . 16 5.1 Especificações da microrrede implementada na simulação. . . 54 5.2 Resumo dos critérios e parâmetros dos controladores. . . 55 5.3 Parâmetros Vc f,0, VPAC,0 e δ0para alguns pontos de operação do sistema. . 59

Lista de Símbolos e Abreviaturas

Abreviaturas

AGNU Assembleia Geral das Nações Unidas, página 1

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica, página 2

FRE Fonte Renovável de Energia, página 2

GD Geração Distribuída, página 1

IPCC Intergovernmental Panel on Climate Change, página 2

MPP Maximum Power Point - ponto de máxima potência, página 18

ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico, página 1

ONU Organização das Nações Unidas, página 1

P&O Perturba e Observa: Método de rastreamento do ponto de máxima potência

(MPPT), página 43

SEP Sistema Elétrico de Potência, página 1

SGD Sistema de Geração Distribuída, página 1

SIN Sistema Interligado Nacional, página 2

SRREN Special Report on Renewable Energy Sources and Climate Change Mitigation, página 2

Componentes e grandezas elétricas

v_g,abc Tensões de fase no ponto entre a chave S1 e a rede primária, página 39

v_PV,int Fonte de tensão equivalente do modelo simplificado de tensão do arranjo

foto-voltaico, página 19

cf Capacitância do capacitor do filtro de conexão LCL, página 17

c_cc Capacitância do barramento CC, página 24

c_PV Capacitância utilizada na saída no arranjo fotovoltaico, página 20 ix

es,x Tensão de fase do modelo de Thévenin da rede elétrica primária na fase x,

página 26

esr Resistência que modela as perdas no dielétrico de um capacitor eletrolítico,

página 24

i_f Correntes de saída do VSI, página 18

ig Correntes do PAC para a rede, página 18

i_l Correntes da carga linear, página 18

i_boost Corrente de saída do conversor boost, corrente de saída do primeiro estágio,

página 17

ic f,x Corrente do ramo capacitivo no filtro de conexão LCL na fase x, página 26

i_f,x Corrente de saída do VSI na fase x, página 26

i_FRE Corrente no indutor do conversor boost, página 17

i_MP Corrente de máxima potência do arranjo fotovoltaico, página 18

i_PAC,x Corrente de saída do SGD na fase x, página 26

i_PAC Correntes de saída do SGD, página 18

i_ph Corrente fotovoltaica de um arranjo fotovoltaico, página 19

iPV Corrente do arranjo fotovoltaico, página 19

isc Corrente de curto circuito do arranjo fotovoltaico, página 18

i_{V SI} Corrente extraída do barramento CC pelo VSI, página 17

l₁ Indutância do indutor do filtro de conexão LCL ligada a saída do VSI, página 17

l₂ Indutância do indutor do filtro de conexão LCL ligada ao PAC, página 17

l_b Indutância do indutor do boost, página 20

l_c Indutância proveniente dos terminais de um capacitor eletrolítico, página 24

l_s Indutância equivalente do modelo de Thévenin da rede elétrica primária,

pá-gina 25

p_boost Potência de saída do primeiro estágio, potência de entrada do barramento CC, página 25

p_{V SI} Potência de saída do barramento CC, potência de entrada do conversor VSI,

página 25

r1 Resistência intrínseca dos indutores conectados à saída do VSI, página 25

r2 Resistência intrínseca dos indutores conectados ao PAC, página 25

r_b Resistência intrínseca do indutor do boost, página 20

r_d Resistência de amortecimento do filtro de conexão LCL, página 25

r_p Resistência em paralelo do capacitor eletrolítico, resistência em paralelo do

barramento CC, página 24

r_s Resistência equivalente do modelo de Thévenin da rede elétrica primária,

pá-gina 25

r_t r2+ rs, página 26

rp,PV Resistência que modela as correntes reversas do arranjo fotovoltaico, página 19

r_s,PV Resistência que modela as resistências internas do arranjo fotovoltaico, pá-gina 19

v_a Tensão sobre a chave do conversor boost, página 20

v_g Tensões da rede primária, página 18

v_cc Tensão do barramento CC, página 17

v_{c f,x} Tensão de fase do ramo capacitivo do filtro de conexão LCL na fase x, página 26

vf,x Tensão de fase de saída do VSI na fase x, página 26

vMP Tensão de máxima potência do arranjo fotovoltaico, página 18

v_oc Tensão de circuito aberto do arranjo fotovoltaico, página 18

v_PAC Tensões do PAC, página 18

v_PV Tensão sobre o arranjo fotovoltaico, página 19

Z_s Impedância equivalente do modelo de Thévenin da rede elétrica primária,

pá-gina 17

S1 Chave de conexão do PAC à rede elétrica primária, página 17

P/ω Reta de decaimento de potência ativa de saída de um sistema de geração em função da frequência angular da tensão do PAC, página 17

Q/V Reta de decaimento de potência reativa de saída de um sistema de geração em

função da amplitude da tensão do PAC, página 10

Q/V Reta de decaimento de potência reativa de saída de um sistema de geração em

função da amplitude da tensão do PAC, página 17 Parâmetros de controle

∆ p

0

Termo de variação adicionado ao erro da potência ativa transformada para o controle da frequência angular da tensão do PAC, página 40

∆q0 Termo de variação adicionado ao erro da potência reativa transformada para o

controle da amplitude de tensão do do PAC, página 40

ω∗_PAC Referência de frequência angular da tensão do PAC, página 39

ωc f Frequência angular de referência para as transformações de referencial no SGD,

página 40

ω∗_PAC Referência de frequência angular do controle da frequência angular da tensão do PAC, página 44

G_{i f}(s) Função de transferência da corrente de saída em relação a tensão de saída do VSI, página 41

G_v2

cc,pboost(s) Função de transferência da tensão do barramento CC em relação a potência

de saída do primeiro estágio, página 45 G_v2

cc,pV SI(s) Função de transferência da tensão do barramento CC em relação a potência

de entrada do VSI, página 44

i∗_boost Referência de corrente do controle da corrente de saída do primeiro estágio,

página 43

p∗ Referência de potência ativa para o controle do VSI, página 40

p∗ Referência de potência reativa para o controle do VSI, página 40

T_{s,2 %,ωPAC} Tempo de estabilização do controle da frequência angular da tensão do PAC,

página 46

Ts,2 %,cc Tempo de estabilização do controle da tensão do barramento CC, página 44

Ts,2 %,iboost Tempo de estabilização do controle da corrente de saída do primeiro estágio,

Ts,2 %,pq Tempo de estabilização do controle das potências ativa e reativa, página 43

Ts,2 %,vc f Tempo de estabilização do controle das tensões sobre o ramo capacitivo do filtro

de conexão LCL, página 42

Ts,2 %,VPAC Tempo de estabilização do controle da amplitude de tensão do PAC, página 45

v∗_f,abc Referência das tensões de fase do VSI, página 40

v∗_cc Referência de tensão para o controle da tensão do barramento CC, página 44 V_PACg∗ Referência de amplitude de tensão para o controle da amplitude de tensão do

PAC, página 44

v∗_cc2 Quadrado da referência de tensão para o controle da tensão do barramento CC, página 44

ˆ

d Variação CA de d(t) em torno do ponto de equilíbrio, página 22

ˆ

v_a Variação CA de va(t) em torno do ponto de equilíbrio, página 23

Xs_dq Fasor no plano complexo de uma grandeza x no referencial estacionário

ali-nhado à fase a do PAC, página 30

Xs_dq Fasor no plano complexo de uma grandeza x no referencial síncrono

determi-nado pelo ângulo do fasor da tensão do ramo capacitivo, página 31

θz Ângulo da impedância da linha, página 40

C_ωPAC(s) Função de transferência do controlador da frequência angular da tensão do PAC, página 46

C_iboost(s) Função de transferência do controlador da corrente de saída do primeiro estágio, página 47

C_{i f}(s) Função de transferência dos controladores da corrente de saída do VSI, pá-gina 41

C_{i f}(s) Função de transferência dos controladores das tensões do ramo capacitivo do filtro de conexão LCL, página 42

CpV SI(s) Função de transferência do controlador da potência ativa, página 43

C_{qV SI}(s) Função de transferência do controlador da potência reativa, página 43 C_v2

cc(s) Função de transferência do controlador de tensão do barramento CC, página 44

C_vPAC(s) Função de transferência do controlador da amplitude de tensão do PAC, pá-gina 46

e_q0 Erro de potência reativa transformada, página 40

G_ωPAC,MA(s) Função de transferência de malha aberta do controle da frequência angular

da tensão do PAC, página 46

G_{ωPAC,pV SI}(s) Função de transferência da frequência angular da tensão do PAC em relação à potência reativa de saída do SGD, página 46

G_if,MA(s) Função de transferência em malha aberta do controle da corrente de saída do

VSI, página 41

G_iboost,MA Função de transferência de malha aberta do controle da corrente de saída do primeiro estágio, página 47

G_{pV SI},MA(s) Função de transferência de malha aberta do controle de potência ativa,

pá-gina 43

GqV SI,MA(s) Função de transferência de malha aberta do controle de potência reativa,

pá-gina 43 G_v2

cc,MA(s) Função de transferência de malha aberta do controle da tensão do barramento

CC, página 44

Gvc f,MA(s) Função de transferência de malha do controle da tensão do ramo capacitivo

do filtro de conexão LCL, página 42

G_VPAC,MA(s) Função de transferência de malha aberta do controle da amplitude de tensão do PAC, página 46

GVPAC,qV SI(s) Função de transferência da amplitude de tensão do PAC em relação à

potên-cia reativa de saída do SGD, página 45

ig∗_f,dq Referência da correntes de saída do VSI no referencial síncrono alinhado à tensão da fase a do ramo capacitivo do filtro, página 40

ki,ωPAC Constante integrativa do controlador da frequência angular da tensão do PAC,

página 67

k_i,if Constante integrativa do controlador das correntes de saída do VSI, página 57 k_i,iboost Constante integrativa do controlador da corrente do conversor boost, página 69 ki,pV SI Constante integrativa do controlador da potência ativa de saída do VSI,

pá-gina 60

ki,qV SI Constante integrativa do controlador da potência reativa de saída do VSI,

ki,vCC Constante integrativa do controlador da tensão do barramento CC, página 64

k_{i,vc f} Constante integrativa do controlador das tensões sobre o ramo capacitivo do filtro de conexão, página 57

ki,VPAC Constante integrativa do controlador da amplitude de tensão do PAC, página 66

kp,ωPAC Constante proporcional do controlador da frequência angular da tensão do PAC,

página 67

k_p,if Constante proporcional do controlador das correntes de saída do VSI, página 57 kp,iboost Constante proporcional do controlador da corrente do conversor boost,

pá-gina 69

kp,pV SI Constante proporcional do controlador da potência ativa de saída do VSI,

pá-gina 60

kp,qV SI Constante proporcional do controlador da potência reativa de saída do VSI,

página 62

kp,vCC Constante proporcional do controlador da tensão do barramento CC, página 64

k_{p,vc f} Constante proporcional do controlador das tensões sobre o ramo capacitivo do filtro de conexão, página 57

kp,VPAC Constante proporcional do controlador da amplitude de tensão do PAC,

pá-gina 66

Mp,ωPAC Percentual de sobressinal do controle da frequência angular da tensão do PAC,

página 46

Mp,cc Percentual de sobressinal do controle da tensão do barramento CC, página 44

M_p,if Percentual de sobressinal do controle das correntes de saída do VSI, página 41 Mp,if Tempo de estabilização do controle das correntes de saída do VSI, página 41

Mp,iboost Percentual de sobressinal do controle da corrente de saída do primeiro estágio,

página 47

M_p,pq Percentual de sobressinal do controle das potências ativa e reativa, página 43 Mp,vc f Percentual de sobressinal do controle das tensões sobre o ramo capacitivo do

filtro de conexão LCL, página 42

Mp,VPAC Percentual de sobressinal do controle da amplitude de tensão do PAC, página 45

V_{c f}g∗ Referência de amplitude da tensão do ramo capacitivo do filtro de conexão LCL, página 40

v∗_f,abc Referência das tensões de saída do VSI no referencial natural abc, página 40 vg∗_f,dq Referência das tensões de saída do VSI no referencial síncrono alinhado a

ten-são da fase a do ramo capacitivo do filtro, página 40

V_PACg∗ Referência de amplitude da tensão do PAC no referencial síncrono, página 39

VPV,int,eq Tensão interna do arranjo fotovoltaico no ponto de equilíbrio do conversor

bo-ost, página 22

xe_dq-xabc Transformação do referencial síncrono tensão da fase a do ramo capacitivo do

filtro para o referencial natural abc, página 40

xg_dq Quantidades xd e xqno referencial dq síncrono alinhado à tensão da tensão do

ramo capacitivo de filtro na fase a, página 31

xs_dq Quantidades xd e xqno referencial dq estacionário alinhado à fase a, página 29

conn Sinal de controle que determina o estado da chave S1. O valor 1 corresponde à chave ligada, o valor 0, à chave desligada, página 40

ctrl Sinal de controle que determina o modo de operação do SGD. O valor 1

corres-ponde ao modo de operação conectado, o valor 0, ao modo de operação ilhado, página 40

abc-xs_dq Transformação do referencial abc para o referencial dq estacionário alinhado à fase a, página 29

Capítulo 1

Introdução

A utilização da energia elétrica tem um impacto direto no desenvolvimento social e econômico dos países e é um recurso fundamental na sociedade moderna (Gomez-Exposito et al. 2018). A Organização das Nações Unidas (ONU) reconhece a importância desse recurso para o desenvolvimento da sociedade e incluiu o acesso universal à energia elétrica como um dos seus 17 Objetivos de Desenvolvimento Sustentável (AGNU 2015). Historicamente, o sistema de geração de energia elétrica tem seguido uma estrutura de geração centralizada em que a energia elétrica é gerada em grandes centros geradores e transmitida aos centros consumidores através de longas linhas de transmissão de alta capacidade (da VEIGA et al. 2012). Entretanto, problemas de confiabilidade surgem devido à centralização da geração. Um exemplo foi o problema ocorrido no Brasil em março de 2018, no qual um erro no ajuste da proteção de uma linha de transmissão na região Norte do país causou a interrupção do fornecimento de energia em quase todos os estados brasileiros (ONS 2018) . Além disso, a existência de longas linhas de transmissão e subestações de energia elétrica promovem o aumento das perdas no sistema elétrico (El-Khattam e Salama 2004, World Bank 2019).

A geração distribuída (GD) tem se apresentado como uma alternativa para a estrutura de geração centralizada no sistema elétrico de potência (SEP) . A geração distribuída não é um conceito novo e pode ser definida como a geração de energia (elétrica ou de outros tipos, por exemplo, térmica) localizada próximo ao consumidor final, que tem por objetivo o atendimento prioritário desse consumidor, e que pode ou não gerar excedente energético (EPE 2016).

Os benefícios da utilização de sistemas de geração distribuída (SGDs) no SEP podem ser considerados a partir de critérios econômicos e técnicos. Do ponto de vista econômico, os SGDs são vantajosos pois podem suprir o crescimento da demanda local, diminuindo a necessidade de atualização da infraestrutura do sistema de transmissão. Além disso, os SGDs podem ser implementados de forma modular, podendo ser instalados muito rapi-damente quando comparados à geração centralizada. Do ponto de vista técnico, os SGDs contribuem para a redução das perdas de energia elétrica na rede de distribuição e trans-missão devido à sua proximidade aos consumidores, além de colaborarem para o aumento da confiabilidade do fornecimento de energia em relação à geração centralizada, visto que a falha de um SGD gera um baixo impacto aos consumidores e tem baixa probabilidade de comprometer a totalidade do sistema (El-Khattam e Salama 2004, Silva 2017).

Várias fontes primárias de energia podem ser utilizadas em SGD, entre elas as fontes de origem fóssil, como diesel e gás natural, e as fontes renováveis de energia (FRE) , como eólica, solar fotovoltaica e biomassa (Silva 2017). Das fontes primárias utilizadas em SGDs, as fontes renováveis de energia são de particular interesse, considerando as vanta-gens ambientais que apresentam em relação às fontes de origem fóssil (Aldabó 2002, Jor-genson et al. 2016). As fontes renováveis de energia são quaisquer formas de energia de origem solar, geofísica ou biológica que são repostas por processos naturais em uma taxa igual ou superior à sua taxa de utilização. Elas são obtidas a partir de fluxos contínuos ou cíclicos de energia que ocorrem no ambiente natural e incluem recursos como biomassa, energia solar, calor geotérmico, hidroenergia, energia das marés e ondas, energia térmica do oceano e energia eólica (IPCC-SRREN 2011).

No Brasil, a partir da publicação da Resolução Normativa no 482/2012 da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), a utilização de SGDs passou a ser incentivada. Em 2015, a Resolução Normativa no 482/2012 foi atualizada e expandida por meio da

Resolução Normativa no 687/2015. De acordo com as normativas, a GD deve utilizar

cogeração qualificada (geração combinada de calor e energia mecânica, esta geralmente convertida em energia elétrica, a partir de uma única fonte primária, que atenda os requisi-tos de racionalidade energética definidos na Resolução Normativa no235/2006) ou fontes renováveis de energia como fonte primária, e é separada em duas classes de acordo com a potência instalada do SGD: a microgeração, cuja potência instalada é menor ou igual a 75 kW, e a minigeração, cuja potência instalada é superior a 75 kW e menor ou igual a 5 MW (ANEEL 2018).

Na Figura 1.1 é apresentada a evolução do número de ligações de micro e minigeração no Brasil no período de janeiro de 2013 a junho de 201, em que se verifica um forte cres-cimento do número de ligações de SGDs no SEP brasileiro nesse período. Na Figura 1.2 é ilustrado o número de conexões de micro e minigeração no Brasil em junho de 2018 para cada fonte primária utilizada. De acordo com a Figura 1.2, a fonte mais utilizada em termos de número de conexões é a energia solar fotovoltaica, que corresponde a 99 % das instalações. Em segundo lugar vem a energia do biogás, com um total de 84 instalações, o que corresponde a aproximadamente 0,2 % das instalações. Em junho de 2018, a ca-pacidade instalada de SGDs de micro e minigeração totalizou 411,1 MW e na Figura 1.3 é apresentada a capacidade total instalada por tipo de fonte de energia. Em termos de capacidade total instalada, a energia solar fotovoltaica também é a mais utilizada, com a energia hidráulica aparecendo em segundo lugar (ANEEL 2018).

A expectativa é que a geração distribuída assuma um papel cada vez mais relevante no fornecimento de energia elétrica, tanto no Brasil como no mundo. Especificamente no Brasil, estima-se que haverá uma redução no consumo do Sistema Interligado Nacional (SIN) de 100 TWh em 2024 devido à micro e minigeração distribuída. Os sistemas de microgeração contribuirão com a parcela de 1,6 TWh desse total de geração distribuída. A geração de energia a partir de SGDs esperada para 2024 é equivalente à soma da energia gerada por Itaipu (incluindo a parte paraguaia) e Tucuruí I e II, as duas maiores usinas hidroelétricas existentes hoje no Brasil (EPE 2016).

Com o crescimento da geração distribuída no sistema elétrico de potência, é neces-sário que se investigue maneiras de integrá-la ao SEP de maneira apropriada. Uma

al-3 0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 Conexões T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Figura 1.1: Evolução do número acumulado de conexões de micro e minigeração no Brasil entre janeiro de 2013 e junho de 2018. Fonte dos dados: ANEEL.

Solar Fotovoltaica: 33989 (99,39%) Biogás: 84 (0,25%) Eólica: 57 (0,17%) Hidráulica: 55 (0,16%) Biomassa: 10 (0,03%) Gás natural: 2 (<0,01%)

Figura 1.2: Número de conexões de micro e minigeração por fonte de energia no Brasil (julho de 2018). Fonte dos dados: ANEEL.

Biogás 9.822 kW (2,39%) Eólica 10.314 kW (2,5%) Hidráulica 48.483 kW (11,79%) Biomassa 16.895 kW (4.11%) Gás natural 3.652 kW (0.89%) Solar Fotovoltaica 322.177 kW (78,32%)

Figura 1.3: Capacidade instalada de micro e minigeração por fonte de energia no Brasil (julho de 2018). Fonte dos dados: ANEEL.

ternativa para integração escalável da GD no SEP é a utilização de microrredes. Uma microrrede é uma rede elétrica de escala reduzida e pode ser definida como a agregação de unidades de geração distribuída, sistemas de armazenamento de energia (SAEs) e car-gas que trabalham de forma coordenada em um sistema de distribuição de baixa tensão, que pode operar tanto de forma ilhada ou conectada ao SEP (Hatziargyriou et al. 2007). Um diagrama exemplificando uma microrrede é apresentado na Figura 1.4. As micror-redes têm sido concebidas com a finalidade de acomodar os novos componentes de uma rede elétrica inteligente de maneira que a confiabilidade do sistema, e a qualidade e se-gurança do fornecimento de energia elétrica sejam preservados ou até aprimorados (Zehir et al. 2017, Serban 2018).

As vantagens da utilização de microrredes para a integração da GD ao SEP podem ser consideradas sob os pontos de vista do operador do SEP e do consumidor. Do ponto de vista do operador, uma microrrede seria vista pela rede primária como um único elemento que responde a sinais do controlador do SEP em vez de vários elementos distintos. Isso reduz a necessidade de uma estrutura extremamente ramificada e complexa para coorde-nação do sistema, e facilita a realização da rede elétrica inteligente (Olivares et al. 2014). Do ponto de vista do consumidor, as microrredes são interessantes pois podem fornecer tanto energia térmica quanto elétrica, bem como aprimoram a confiabilidade local, redu-zem emissões de gases do efeito estufa, melhoram a qualidade de energia ao fornecerem suporte à tensão e reduzirem os afundamentos de tensão, e potencialmente reduzem os custos do fornecimento de energia (Bevrani et al. 2017).

As microrredes utilizadas para integração de SGDs ao SEP devem ser dotadas de mecanismos de ilhamento, que é a formação de regiões energizadas desconectadas da

1.1. MOTIVAÇÃO 5 Zg Rede primária PAC S1

SGD Carga SGD SAE Carga Microrrede

Figura 1.4: Exemplo de microrrede com SGDs, cargas e SAEs.

rede elétrica primária, que promovam a sua desconexão na ocorrência de faltas na rede principal, e que assegurem a continuidade do fornecimento de energia às cargas locais (modo de operação ilhado). Quando a rede primária for reestabelecida, a microrrede deve ser capaz de promover sua reconexão, retornando à operação no modo conectado (IEEE Std 1547.2 2008, Underwriters Laboratories Inc. 2007).

1.1

Motivação

A capacidade de operar tanto no modo conectado quanto no modo ilhado é uma das mais importantes funções da microrrede, e a transição de forma controlada e suave entre os modos de operação representa um desafio técnico considerável (Serban 2018). A reco-nexão da microrrede à rede primária sem que haja um adequado processo de sincronização é arriscada, pois a diferença de fase ou amplitude de tensão entre a rede e a microrrede pode resultar em valores de corrente capazes de danificar os componentes e causar a atu-ação das proteções da microrrede ou da rede primária (Sun et al. 2017, Li et al. 2017). À medida que o número de SGDs cresce, torna-se mais difícil garantir uma transição suave entre os modos de operação, por conseguinte, os métodos tradicionais de sincronização já não são mais adequados nessas situações (Sun et al. 2017, Cho et al. 2011). Além disso, no modo ilhado, é necessário que o controle do SGD seja capaz de manter o equilíbrio entre a potência gerada a partir da fonte renovável e a potência consumida pelas cargas presentes na microrrede.

Considerando a tendência de crescimento da utilização de sistemas de geração distri-buída no sistema elétrico de potência, torna-se necessário o desenvolvimento de estraté-gias de controle de SGDs que apresentem tais características. Atualmente, existem várias estratégias que conferem aos SGDs a capacidade de ilhamento e garantem a transição suave entre os modos de operação, entretanto, soluções para o problema da regulação da potência gerada pela fonte renovável de energia são raramente propostas. Assim, torna-se necessário o desenvolvimento de uma estratégia de controle que confira aos SGDs simul-taneamente a capacidade de ilhamento, a transição suave entre os modos de operação e a regulação da potência gerada pela fonte renovável de energia.

1.2

Objetivos

O objetivo geral da realização deste trabalho é o desenvolvimento e implementação de uma estratégia de controle aplicada a sistemas de geração distribuída fotovoltaicos com a capacidade de ilhamento e transição suave e automática entre os modos de operação conectado e ilhado. Essa estratégia deve ser capaz de ajustar o ponto de operação do arranjo fotovoltaico a fim de manter o equilíbrio de energia da microrrede quando estiver operando no modo de operação ilhado.

Os objetivos específicos são:

• Obter o modelo dinâmico adequado que relacione as potências ativa e reativa às tensões entre o SGD e o ponto de acoplamento comum (PAC) com um alimentador com impedância complexa (relação R/X entre 0,1 e 10);

• Desenvolver uma estratégia que promova o funcionamento do SGD nos modos de operação ilhado e conectado à rede e garanta a transição suave entre os modos de operação. No modo de operação ilhado, o ponto de operação da fonte renovável de energia de ser regulado a fim de manter o equilíbrio de potência na microrrede; • Avaliar o desempenho do sistema implementado no modo de operação ilhado em

relação à estabilidade de tensão e regulação da potência gerada na ocorrência de variações bruscas de carga;

• Avaliar o desempenho transição para o modo conectado para diferentes situações de carga;

• Avaliar a transição do modo conectado para o ilhado quanto a perturbações na am-plitude e frequência da microrrede.

1.3

Metodologia

O trabalho está dividido de acordo com a seguinte metodologia:

• Levantamento bibliográfico do estado da arte dos principais métodos de controle utilizados para operação nos modos ilhado e conectado, e para transição entre os modos de operação;

• Obtenção dos modelos dinâmicos de um SGD conectado ao PAC, especialmente os modelos da potência injetada no PAC em relação à amplitude e frequência da tensão sobre o capacitor do filtro de conexão, da frequência e amplitude da tensão do PAC em relação à potência injetada pelo SGD e da corrente de saída do conversor boost do primeiro estágio em relação ao ponto de operação do arranjo fotovoltaico; • Desenvolvimento da estratégia de controle para o SGD que permita a regulação da

energia gerada pelo arranjo fotovoltaico, com capacidade de ilhamento e transição suave entre os modos de operação;

• Validação do sistema de controle proposto por meio de simulações digitais na pla-taforma do software PSIM da Powersim Inc., segundo normas do IEEE.

1.4. CONTRIBUIÇÕES 7

1.4

Contribuições

As principais contribuições desta dissertação são:

• Obtenção de um modelo que relaciona o ponto de operação do arranjo fotovoltaico com a corrente de saída do conversor do primeiro estágio;

• Obtenção de um modelo que relaciona a potência injetada no PAC com a frequência e a tensão do ramo capacitivo do filtro de conexão do conversor para alimentadores com impedância complexa;

• Desenvolvimento de uma estratégia de controle para sistemas de geração distribuída que:

(i) opere nos modos conectado e ilhado;

(ii) seja capaz de transitar suavemente e de forma automática entre os modos de operação;

(iii) mantenha o equilíbrio de potência pela regulação do ponto de operação da fonte de energia renovável.

As produções publicadas durante o desenvolvimento deste trabalho estão relacionadas na Tabela 1.1.

Tabela 1.1: Listagem de produção científica

Evento/Periódico Título Autores

CBA 2018

Ilhamento em um Sistema Elétrico de Potência com Geração Distribuída

S.C. Paiva, Y.I. Ribeiro Da-masceno, R.L.A. Ribeiro, F.B. Costa, T.O.A. Rocha

WCNPS 2018

A Control Strategy With Seamless Mode Transition for a Low-voltage Distri-buted Generation System Without an Energy Storage System

Y.I. Ribeiro Damasceno, R.L.A. Ribeiro, T.O.A. Ro-cha, S.C. Paiva

1.5

Organização do trabalho

Esta dissertação de mestrado está organizada da seguinte maneira:

• No Capítulo 1 é apresentada uma introdução e uma contextualização referente à geração distribuída e sua inserção na rede elétrica;

• No Capítulo 2 é apresentado um levantamento do estado da arte referente às estra-tégias de controle para sistemas de geração distribuída baseadas em inversores que sejam capazes de operar tanto em modo ilhado quanto em modo conectado à rede, bem como de transitar suavemente entre os modos de operação;

• No Capítulo 3 são apresentados o modelo utilizado para a microrrede e as deduções das funções de transferência para o controle;

• No Capítulo 4 é apresentada a estrutura de controle proposta neste trabalho;

• No Capítulo 5 são apresentados o dimensionamento dos controladores e os resulta-dos de simulação para validação da estratégia proposta;

Capítulo 2

Estado da Arte

Neste capítulo é apresentado um levantamento do estado da arte das estratégias de controle utilizadas para operação de sistemas de geração distribuída conectados à rede elétrica por meio de conversores com capacidade de ilhamento e transição suave entre modos de operação.

2.1

Introdução

Conforme abordado no Capítulo 1, as microrredes devem ser dotadas de mecanismos de ilhamento em caso de ocorrência de falhas na rede principal, a fim de assegurarem a continuidade do fornecimento de energia às cargas locais. Quando a rede primária for reestabelecida, a microrrede deve ser capaz de se reconectar, retornando à operação no modo conectado.

A reconexão da microrrede à rede primária sem um adequado processo de sincroni-zação é arriscada, pois a diferença de fase ou amplitude entre as tensões da microrrede e da rede primária pode resultar em valores de corrente capazes de danificar os SGDs e as cargas e sensibilizar as proteções da microrrede ou da rede primária. À medida que o número de SGDs de uma microrrede cresce, torna-se difícil garantir uma transição suave entre os modos de operação, por conseguinte, os métodos tradicionais de sincronização já não são mais adequados nessas situações.

Vários métodos são propostos na literatura com a finalidade de permitir uma transição suave entre os modos de operação. Esses métodos dividem-se em métodos baseados em sistemas de comunicação ou de controle local.

2.2

Estratégias Baseadas em Sistemas de Comunicação

Nas estratégias que dependem sistemas de comunicação, um enlace de comunicação explícito é utilizado para garantir a coordenação entre os SGDs. Nos trabalhos realizados por Tang et al. (2015) e Micallef et al. (2015) são propostas estratégias de sincronização de microrredes baseadas no controle hierárquico. O controle hierárquico é uma estratégia de controle para microrredes proposta por Guerrero et al. (2011), na qual existem qua-tro níveis de conqua-trole. De acordo com essa estratégia de conqua-trole, o nível 0 deve prover a regulação de tensão e corrente do SGD. Já o nível 1, chamado de controle primário,

a regulação das potências ativa e reativa utilizando técnicas de controle por decaimento P/ω e Q/V. A curva de decaimento P/ω tem o efeito de diminuir a frequência do SGD à medida que a potência ativa fornecida pelo SGD aumenta e a curva Q/V, por sua vez, possui o efeito de diminuir a amplitude de tensão do SGD à medida que a potência reativa fornecida pelo SGD aumenta. Esse nível de controle contribui para o aumento da margem de estabilidade do sistema. Nesse nível também podem ser incluídas malhas de impedân-cia virtual para adequar a impedânimpedân-cia de interconexão para procedimento de partida ou otimização do controle do fluxo de potência. O nível 2, chamado de controle secundário, determina os valores ótimos de tensão e de frequência de acordo com as restrições de ba-lanço energético do sistema. Nesse nível, também pode ser implementado uma malha de sincronização utilizada para conexão e desconexão suave da microrrede na rede primária. O nível 3, chamado de controle terciário, realiza o gerenciamento de potência entre a rede primária e as microrredes (Guerrero et al. 2011).

Na Figura 2.1 são apresentados os diagramas gerais do controle secundário e terciário do controle hierárquico, e suas relações com o controle primário. O controle terciário recebe do operador do sistema os valores de referência de potência de intercâmbio entre a MG e a rede primária, e a partir das potências de intercâmbio medidas, gera as referências de tensão e de frequência angular da microrrede que são enviadas para o controle secun-dário. O controle secundário recebe as referências de tensão e de frequência angular da microrrede e a partir deles, gera as referências de tensão e frequência angular dos SGDs. Caso o sistema esteja em processo de sincronização, a malha de sincronização implemen-tada no controle secundário calcula os erros da amplitude e frequência de tensão entre a microrrede e a rede primária e modifica as referências do controle de frequência e tensão da MG. Na Figura 2.2, são apresentadas os diagramas gerais do nível 0 e do controle primário do controle hierárquico. O controle primário recebe as referências de tensão e frequência angular do controle secundário, e a partir da potência medida na saída do SGD, gera as tensões de referência para o nível 0. Também no controle primário, a partir das medidas de corrente e tensão de saída do SGD, são gerados os termos de impedância virtual que são enviados para o nível 0. O nível 0 recebe a referência de tensão bem como os termos de impedância virtual do controle primário e os utiliza para o controle da tensão e corrente do conversor de saída do SGD.

No trabalho realizado por Micallef et al. (2015), uma estrutura de controle hierárquico, capaz de realizar a transição de forma suave entre os modos de operação conectado à rede e ilhado, é proposta para microrredes que contêm SGDs interconectados por converso-res VC-VSI (do inglês, Voltage-Controlled Voltage Source Inverter) e CC-VSI (do inglês, Current-Controlled Voltage Source Inverter). Em ambos os modos de operação, o con-trole primário regula o fornecimento de potência por meio de uma curva de decaimento P/ω para a potência ativa e de uma curva de decaimento Q/V para potência reativa. O controle secundário é localizado no Controlador Central da Microrrede (MGCC, do in-glês, Microgrid Central Controller) e nele são implementadas duas malhas de controle: a malha de compartilhamento de potência reativa e regulação de tensão e a malha de regula-ção de frequência. As malhas implementadas no controle secundário recebem os valores de potência reativa de cada SGD, assim como as referências de tensão e de frequência e geram os sinais de referências que são transmitidos para o controle primário por meio de

2.2. ESTRATÉGIAS BASEADAS EM SISTEMAS DE COMUNICAÇÃO 11 Controle de frequência e tensão da MG Controle Primário SGD 2 Controle Primário SGD 1 * * V ,ω Malha de Sincronização V , ωMG MG V , ωS S Controle Secundário MG Rede Controle do fluxo de potência * VMG * ωMG Controle Terciário * P G * QG P , QG G

Figura 2.1: Controle hierárquico: Controle Secundário e Terciário.

Controle Primário Nível 0 Controle por decaimento P/Q Cont. de Tensão Cont. de Corrente Impedância Virtual VSI v,i v,i vzv izv * v * * V ,ω MG

um canal de comunicação. O controlador responsável pelo processo de sincronização da microrrede com a rede primária é localizado na chave que interliga a microrrede à rede primária, e realiza a sincronização ao estabelecer os parâmetros de amplitude e frequência da tensão da rede primária como referências para o controle secundário. O método pro-posto é validado em um ambiente de simulação, e é capaz de garantir o compartilhamento de potência ativa e reativa entre os SGDs, bem como de restaurar a frequência e a ampli-tude da tensão na microrrede. A transição entre os modos é suave e sem transientes na tensão no PAC. As desvantagens do método referem-se a necessidade de informações so-bre a potência reativa de cada SGD, a resposta lenta (da ordem de segundos) do controle secundário para regulação da frequência e da amplitude da microrrede e a não sincro-nização das componentes de sequência negativa e dos harmônicos durante a reconexão. O trabalho também utiliza uma estrutura centralizada de comunicação e não apresenta nenhuma estratégia para regulação da energia gerada pela fonte primária.

Em Tang et al. (2015) é proposta uma estratégia de sincronização ativa baseada no controle hierárquico capaz de ajustar ativamente as componentes de sequência positiva e negativa, bem como os componentes harmônicos de baixa ordem da tensão da microrrede, a fim de seguir de forma precisa a tensão da rede primária. Nessa estratégia são utiliza-dos o controle por decaimento e uma estratégia de impedância virtual puramente indutiva no controle primário para compartilhamento de corrente e desacoplamento das potências ativa e reativa. Dois controladores, chamados FSC (do inglês, Fundamental Synchroniza-tion Control) e DSC (do inglês, DistorSynchroniza-tion SynchronizaSynchroniza-tion Control) são implementados no controle secundário da microrrede. No FSC são gerados sinais de sincronização entre os componentes de sequência positiva da microrrede e da rede primária, enquanto o DSC gera sinais de sincronização entre os componentes de sequência negativa e os harmôni-cos. A sincronização dos componentes de sequência negativa e os harmônicos consiste na geração de componentes de sequência negativa e harmônicos pelos SGDs da microrrede a fim de que as tensões no PAC da microrrede possua os mesmos componentes de sequên-cia e harmônicos que as tensões da rede primária. A sincronização dos componentes de sequência positiva e negativa garante que cada fase da microrrede possua a mesma am-plitude de tensão da fase correspondente na rede primária, mesmo quando as tensões de fase da rede ou da microrrede estão desequilibradas. A sincronização dos componentes harmônicos garante que não haja diferença na tensão instantânea da rede e da microrrede mesmo na presença de distorções harmônicas de tensão. Os sinais gerados pelo controle secundário são transmitidos aos SGD por um enlace de comunicação de baixa banda e adicionados às tensões de referência geradas pelo controle por decaimento localizado no controle primário de cada unidade. O método proposto é validado em um ambiente de hardware-in-the-loop(HIL), ajustando ativamente as componentes de sequência positiva e negativa, assim como os componentes harmônicos de baixa ordem da microrrede a fim de seguir de forma precisa a tensão da rede primária. A desvantagem desse método é a utilização de um maior número de controladores no controle secundário, devido à sin-cronização dos componentes de sequência negativa e harmônicos. O método proposto também utiliza uma estrutura centralizada de comunicação e não apresenta nenhuma es-tratégia para regulação da energia gerada pela fonte primária.

2.2. ESTRATÉGIAS BASEADAS EM SISTEMAS DE COMUNICAÇÃO 13

microrredes baseada em comunicação CAN (do inglês, Controller Area Network) é pro-posta. CAN é uma rede de comunicação serial multihost tolerante a falhas capaz de fornecer uma taxa de dados de 1 Mbit/s. O esquema proposto pelos autores é baseado na comunicação CAN entre o MMC (do inglês, Microgrid Master Controller), que funciona como um MGCC, controladores locais (LC), controlador de carga e sistema de sincroni-zação com a rede. O MMC é responsável principalmente pelo monitoramento e controle geral do sistema enquanto o LC atua principalmente na operação e proteção do VSI asso-ciado a cada SGD. No esquema proposto, o sistema de sincronização analisa os dados de tensão da rede em alta velocidade e os transmite pela rede CAN. Devido a utilização da comunicação CAN, o LC de cada SGD recebe os dados da rede com uma baixa latência de valor conhecido, permitindo que as SGDs iniciem simultaneamente e de forma sincro-nizada com a rede enquanto ainda operam no modo ilhado. Isso facilita a sincronização de todas as SGDs, minimizando o tempo necessário para a sincronização da microrrede completa. Os resultados experimentais mostram que o esquema proposto proporciona a sincronização suave e simultânea de fontes em microrredes, permitindo a transição de modo ilhado para o modo conectado à rede. Os transientes resultantes observados durante a fase de transição são muito baixos e, portanto, o método garante uma transição suave entre modos. A desvantagem do método proposto é a necessidade de uma infraestrutura dedicada e centralizada para a comunicação CAN. Este método também não apresenta nenhuma estratégia para regulação da energia gerada pela fonte primária.

Os métodos apresentados anteriormente utilizam um controle do tipo centralizado, no qual todos os SGDs devem estar conectados ao controlador central para que apresentem o desempenho adequado. Sun et al. (2017) propõem a utilização de uma estratégia de sincronização ativa implementada de forma distribuída para uma microrrede de múltiplas barras. A estratégia é capaz de reconectar a microrrede à rede primária de forma suave por meio de canais de comunicação não centralizados. Nesse método, há SGDs líderes e SGDs seguidores, que são escolhidos baseados na localização geográfica e na potência nominal de cada SGD. Somente os SGDs líderes estão conectados diretamente ao con-trolador de sincronismo, e recebem o sinal de sincronização dele. O SGD líder transmite a sua frequência e potência reativa aos SGDs seguidores vizinhos, os quais retransmitem esses sinais aos seus vizinhos, e assim por diante, até que todos os SGDs da microrrede possuam essas informações. No método proposto cada SGD implementa uma estrutura de controle por decaimento P /ω e Q/V convencional com adição de impedância virtual. O controle proposto adiciona um termo de sincronização à reta de decaimento P /ω que desloca a frequência de cada SGD para a frequência da rede primária. Similarmente, o controle proposto adiciona um termo de sincronização à reta de decaimento Q/V, que ga-rante o compartilhamento de potência reativa entre os SGDs de modo que a tensão no PAC acompanhe a tensão da rede primária. O método proposto é validado por meio de simulações e quando comparado ao MGCC tradicional, apresenta custos de comunica-ção reduzidos e melhor flexibilidade e redundância do sistema. Ademais, o método de cooperação distribuído pode ser expandido ao modo conectado à rede e considerado um controle universal capaz de lidar com o processo de transição entre diferentes modos. As desvantagens do método proposto incluem a necessidade de adaptações devido à não apli-cabilidade direta para o modo de operação conectado, e a utilização de uma estratégia de

comunicação não convencional. Outro problema é a ausência de uma estratégia para a regulação da geração de energia da fonte primária.

Serban (2018) propõe uma estratégia de controle para a sincronização das tensões en-tre a microrrede e a rede primária, e a transição suave do modo de operação ilhado para o modo conectado à rede. A abordagem proposta é baseada em um MGLI (do inglês, Microgrid Leading Inverter) alimentado por um sistema de armazenamento de energia a supercapacitor (SC-ESS, do inglês Supercapacitor Energy Storage System). O MGLI co-ordena a microrrede durante a operação autônoma e conectada à rede e garante uma trans-ferência suave entre os dois modos. Na estratégia proposta, o MGLI supre o desequilíbrio de energia somente durante o regime transitório, enquanto que no regime permanente a carga é distribuída entre os MGSI (do inglês, Microgrid Supporting Inverter) por meio de uma infraestrutura de comunicação minimalista de baixa largura de banda. Um ponto im-portante a ser observado é que a operação e a transição entre os modos ilhado e conectado à rede causam uma adaptação automática do sistema de controle apenas para o MGLI, enquanto o modo de operação dos MGSI permanece inalterado. Validações experimen-tais são realizadas em uma microrrede de laboratório, incluindo um MGLI e dois MGSIs conectados ao PAC e interligados por meio de um barramento de comunicação. Os re-sultados mostram que quando o método de controle proposto a microrrede é utilizado, a microrrede é mantida estável, enquanto os regimes transitórios são minimizados para re-duzir a perturbação na tensão do PAC. Além disso, quando há um afundamento da tensão da rede, o processo de desconexão da microrrede segue uma típica curva LVRT (do inglês, Low Voltage Ride-Through) inspirada nos procedimentos de rede europeus para geradores convencionais. Esse método segue uma estrutura centralizada de comunicação, o que é uma desvantagem, como apresentado anteriormente, e também não apresenta nenhuma estratégia para a regulação da geração de energia da fonte primária.

Singh et al. (2018) propõem uma estratégia de controle para transferência suave entre os modos de operação em uma microrrede híbrida de corrente contínua e corrente alter-nada CC/CA. Algumas fontes renováveis de energia (FREs) são conectadas ao lado CC e um conjunto de cargas é conectado ao lado CA da microrrede. Um gerador diesel é conectado ao lado CA através de uma chave de transferência estática (STS). Um único conversor VSI é usado como interface entre os lados CA e CC. O lado CA é conectado à rede principal através de uma STS. A estratégia proposta tem dois modos principais de operação, isto é, os modos conectado à rede e ilhado. Um terceiro modo de operação, denominado modo gerador a diesel, é utilizado no caso de geração insuficiente de ener-gia pelas FREs durante a ausência da rede. A sincronização entre o VSI e o PAC é feita alimentando o erro estimado entre o ângulo de fase do VSI e o ângulo de fase do PAC estimado por um EPLL (do inglês, Enhanced Phase-Locked Loop). A estratégia proposta é validada através de simulação e resultados experimentais. Os resultados mostram uma transição suave entre os modos, sem a ocorrência de transitórios significativos de tensão ou de corrente, e o processo de sincronização é concluído em menos de 200 ms. Algumas desvantagens do controle proposto são que todas os SGD devem estar conectados ao lado CC da microrrede e um banco de baterias é necessário para lidar com desequilíbrios de energia e com as transições entre modos. O banco de baterias é conectado diretamente ao lado CC da microrrede, o que impede o controle da corrente da bateria. Também é

utili-2.3. ESTRATÉGIAS DE CONTROLE LOCAL 15

zada uma estrutura centralizada de comunicação e não é apresentada nenhuma estratégia para a regulação da geração de energia das fontes primárias.

2.3

Estratégias de Controle Local

Os métodos que não empregam comunicação são mais escassos quando comparado aos métodos que utilizam comunicação. As maiores vantagens dos métodos que não uti-lizam comunicação é que eles não precisam se conectar a outros SGDs ou a um MGCC, não estão sujeitos a falhas causadas por perda do enlace de comunicação, necessitam ape-nas de medições locais de tensão e corrente e geralmente apresentam um processo de sincronização mais rápido em relação aos métodos que dependem de comunicação. Ape-sar disso, quando não há comunicação entre os SGDs, não é possível garantir a eficiência no compartilhamento das potências ativa e reativa ao mesmo tempo que a regulação de tensão e frequência no modo de operação ilhado.

No trabalho realizado por Karimi-Ghartemani (2015) é apresentado um método para controlar a operação de um SGD monofásico sem a necessidade de reconfigurar a estru-tura de controle quando há uma alteração do modo ilhado para conectado e vice-versa. Como resultado, uma transição suave entre os modos é alcançada. Isso minimiza os tran-sitórios de corrente e tensão no PAC que poderiam afetar toda a microrrede, especialmente as cargas sensíveis. O método proposto, segundo os autores, pode ser considerado uma extensão “verdadeira e direta” do controle por decaimento convencional, visto que ele não possui uma malha de controle de tensão de saída explícito, herdando todas as van-tagens do controle aplicado aos geradores síncronos. No modo conectado, o controle se comporta como um controle de corrente e as potências ativa e reativa são controladas. No modo ilhado, o controle se comporta como um controle de tensão e o SGD participa na regulação da frequência e tensão da rede. Outra característica do método proposto é que ele não é necessária a utilização de uma unidade de sincronização dedicada, como um PLL, visto que a estrutura do controle sincroniza-se automaticamente com a rede. Esse recurso torna sua estrutura compacta e simples. Além disso, é possível obter um desem-penho mais rápido e estável, graças à ausência de dinâmicas e imprecisões causadas pela unidade de sincronização. O método é chamado de UISC (do inglês, Universal Integrated Synchronization and Control). Embora o UISC seja formulado sem referência direta às equações da máquina síncrona, ele mostra similaridades significativas com essas equações e com as técnicas que imitam a máquina síncrona. Esse método é adaptado para SGDs trifásicos no trabalho realizado por Karimi-Ghartemani et al. (2016). Uma desvantagem de ambos os métodos é a impossibilidade de limitar a corrente do inversor devido à au-sência do controle de corrente. Em ambos os métodos, o esquema utilizado não apresenta nenhuma estratégia para a regulação da geração de energia da fonte primária.

No trabalho de Li et al. (2017), as características do MPC (do inglês, Model Predic-tive Control) são utilizadas para propor um controlador para SGDs conectados à rede com transição suave entre os modos conectado à rede e ilhado. O controlador proposto usa ape-nas uma função de custo para atingir os objetivos de controle para os modos de operação. Esse recurso simplifica o algoritmo do controlador, quando comparado a controladores em cascata. O controlador proposto utiliza um módulo SOGI (do inglês, Second-Order