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ESTUDO DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS À REDE ELÉTRICA COM COMPENSAÇÃO DE HARMÔNICOS E REATIVOS
MARCELO H. F. TAKAMI, SÉRGIO A. OLIVEIRA DA SILVA, LEONARDO P. SAMPAIO
LEPQER - Laboratório de Eletrônica de Potência, Qualidade de Energia e Energias Renováveis, Universidade Tecnológica Federal do Paraná - UTFPR
Av. Alberto Carazzai, 1640 - CEP 86300-000 - Cornélio Procópio - PR – Brasil E-mails: [email protected], [email protected], [email protected]
Abstract This paper presents the study and analysis of two single-phase grid-tied photovoltaic systems. The first one is composed of two parallel photovoltaic arrays, each one composed of four panels connected in series, a step-up DC-DC converter and a voltage source inverter. The second is composed of eight photovoltaic panels connected in series and a voltage source inverter. Thus, in this case the use of the step-up DC-DC is suppressed. Perturb and observe technique is used for tracking the maximum power point of the photovoltaic arrays, which is implemented in the control loop of both studied systems. Moreover, control techniques are adopted to allow the current injection into utility grid from the energy provided by the photovoltaic arrays, where the injected current is synchronized with the grid voltage using an algorithm to detect the utility phase-angle. Both systems are controlled to perform, simultaneously, the function of shunt active power filter, performing the suppression of harmonic currents and compensating reactive power of the load. Finally, comparative analysis between the two systems is performed by means of computer simulations.
Keywords Solar energy, Distributed generation, Photovoltaic system, MPPT, Shunt active power filter.
Resumo Este trabalho apresenta o estudo e análise de dois sistemas fotovoltaicos monofásicos conectados à rede elétrica. O primeiro é composto por dois arranjos PV onde cada um deles possui quatro painéis ligados em série, um conversor CC-CC ele-vador e um inversor de tensão controlado em corrente. O segundo é composto por oito painéis ligados em série e um inversor de tensão. Assim, neste caso, a utilização do conversor elevador CC-CC é suprimida. A técnica da perturbação e observação é ado-tada para o rastreamento do ponto de máxima potência dos arranjos fotovoltaicos, a qual é implementada na malha de controle de ambos os sistemas em estudo. Além disso, técnicas de controle são adotadas para possibilitar a injeção de corrente na rede elétri-ca a partir da energia disponibilizada pelos arranjos fotovoltaicos, onde as correntes injetadas são sincronizadas com a tensão da rede utilizando um algoritmo de detecção de ângulo de fase. Ambos os sistemas são controlados para desempenhar simultanea-mente a função de filtro ativo de potência paralelo atuando na compensação das correntes harmônicas, bem como reativos da carga. Finalmente, são realizadas análises comparativas entre os dois sistemas por meio de simulações computacionais.
Palavras-chave Energia solar, Geração distribuída, Sistema fotovoltaico, MPPT, Filtro ativo de potência paralelo.
1 Introdução
Atualmente, estudos e aplicações de fontes de energias renováveis vêm ganhando cada vez mais destaque no mundo, devido à crescente demanda energética e a preocupação com a preservação ambi-ental (Brito et al., 2012). Dentre todas as diferentes fontes de energias renováveis conhecidas, a energia solar vem se destacando devido à sua abundância e por sua vasta incidência em toda a superfície terres-tre. Desta forma, esta se apresenta como uma fonte viável de geração de energia elétrica, mais notada-mente em sistemas de geração distribuída conectados à rede de distribuição de energia elétrica.
Para que a conversão da energia solar em elétri-ca seja realizada, utilizam-se painéis fotovoltaicos (PV), os quais apresentam curvas características I-V (corrente-tensão) e P-V (potência-tensão) não-lineares, as quais são fortemente influenciadas pelos fatores climáticos como radiação solar e temperatura (Casaro & Martins, 2008). O custo inicial para a implantação de um sistema fotovoltaico ainda é rela-tivamente alto e, estes apresentam uma baixa eficiên-cia de conversão de energia solar em elétrica (Brito et al., 2013). Desta forma, é necessária a aplicação de técnicas para rastrear a máxima potência de um ar-ranjo fotovoltaico, as quais são conhecidas como técnicas de MPPT (Maximum Power Point Trac-king), e são indispensáveis para a implantação em
arranjos fotovoltaicos (Yu et al., 2002). Quando a amplitude da tensão de saída do arranjo fotovoltaico não é adequada para alimentar o barramento CC do estágio de inversão de tensão, de forma a injetar energia na rede elétrica em CA, um estágio de eleva-ção de tensão, implementado por meio de um con-versor CC-CC elevador, deve ser usado.
Devido ao aumento da utilização de cargas não-lineares em residências, comércios e indústrias, dis-túrbios harmônicos de corrente e tensão têm aumen-tado significativamente nos sistemas de fornecimento de energia, contribuindo para degradação da qualida-de da energia elétrica (QEE). Filtros Ativos de Po-tência (FAP) têm sido propostos para eliminar ou reduzir os efeitos causados pela circulação de corren-tes harmônicas originadas por estes tipos de cargas, tornando-se assim uma alternativa para minimizar a degradação da QEE (Campanhol et al., 2013).
Este trabalho propõe uma comparação entre dois tipos de sistemas fotovoltaicos conectados à rede elétrica monofásica. O primeiro, chamado de sistema 1, é composto por dois arranjos PV onde cada um deles possui quatro painéis ligados em série, um conversor CC-CC elevador e um inversor de tensão (VSI) controlado em corrente, conectado à rede elétrica monofásica. O segundo sistema, chama-do de sistema 2, é composto por oito painéis ligados em série e um inversor de tensão conectado à rede elétrica, ou seja, este sistema não utiliza o estágio
Anais do XX Congresso Brasileiro de Automática Belo Horizonte, MG, 20 a 24 de Setembro de 2014
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elevador de tensão CC-CC entre o arranjo PV e o inversor.
Ambos os sistemas fotovoltaicos estão conecta-dos à rede elétrica por meio de um conversor CC-CA monofásico em ponte completa, sendo estes capazes de realizar, simultaneamente, a injeção de potência ativa na rede, compensação de reativos e supressão de correntes harmônicas da carga.
Em diversas literaturas (Casaro & Martins, 2008; Villalva et al., 2009) têm sido propostos mode-los computacionais de arranjos PVs que refletem o comportamento de um arranjo fotovoltaico de manei-ra precisa, incluindo respostas a variações de tempe-ratura e radiação. Neste trabalho, o arranjo PV é implementado utilizando o modelo proposto por (Casaro & Martins, 2008).
Para o filtro ativo paralelo é utilizado um algo-ritmo baseado no sistema de eixos de referência síncrona (SRF – Synchronous Reference Frame), com algumas adaptações para sistemas monofásicos, a fim de obter uma corrente de referência, a qual será sintetizada pelo inversor. Além disso, para realizar a extração da máxima potência dos painéis fotovoltai-cos e maximizar a eficiência do arranjo PV, o méto-do da perturbação e observação (P&O) é utilizado (Brito et al., 2013).
Para que a energia proveniente do arranjo foto-voltaico seja injetada na rede, um sistema de sincro-nismo entre a corrente injetada e a tensão da rede elétrica é indispensável. Para esta finalidade pode-se utilizar circuitos de detecção de ângulo de fase co-nhecidos por PLL (Phase-Locked Loop) (Silva et al., 2008). Neste trabalho, o PLL é também usado para gerar as coordenadas do vetor unitário síncrono sen(θ) e cos(θ) utilizado no algoritmo SRF.
Finalmente, são apresentadas análises matemá-ticas, bem como análises comparativas a fim de ava-
liar o desempenho de ambos os sistemas fotovoltai-cos em estudo.
2 Estrutura de Potência Conectado à Rede Elé-trica e Sistema de Filtragem Ativa.
As Figuras 1 e 2 ilustram os diagramas em blo-cos dos dois sistemas PVs completos adotados neste trabalho, ou seja, o sistema 1 e o sistema 2, respecti-vamente.
2.1 Modelo Equivalente do Painel Fotovoltaico
Uma célula fotovoltaica pode ser representada pelo circuito equivalente, composto por uma fonte de corrente em antiparalelo com um diodo, conforme mostra a Figura 3. Os resistores em série e paralelo, RS e RP, respectivamente, são projetados com o obje-tivo de melhorar a representação da curva via simu-lação em ambiente computacional, onde esses são decorrentes das características construtivas das célu-las fotovoltaicas (junção PN e ligação entre os ele-mentos). O valor de RS interfere na inclinação da curva I-V após o ponto de máxima potência (MPP), na região em que os painéis PV passam a se compor-tar como fonte de tensão. Já a resistência RP regula a inclinação da curva antes do MPP, na região em que os painéis se comportam como fonte de corrente.
As curvas não-lineares (ipv-vpv e ppv-vpv) de um painel fotovoltaico, considerando diferentes níveis de radiação solar e de temperatura, são ilustradas nas Figuras 4 e 5, respectivamente. A Figura 4 exibe a variação da corrente ipv de um painel PV em função da tensão vpv (curva ipv-vpv). Na Figura 5 é ilustrada a variação da potência ppv do painel em função da tensão vpv (curva ppv-vpv).
Figura 1. Sistema 1 – Esquema completo do sistema PV conectado à rede elétrica monofásica com estágio elevador de tensão
Rede Carga
sen(θPLL)
cos(θPLL)
ic*vs
iL ic
Vdc
is iL
ic
Lf
p2p3p4
p1
p2
p3
p4
Cdc
idcPV array
pbCpv
Lb Db
ipv
vpv
pb
vs
vpv
ipv
PLL SRF PIi
PIv
MPPTPWM
PWMVdc*
p1
LL
D
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Figura 2. Sistema 2 - Esquema completo do sistema PV conectado à rede elétrica monofásica
Figura 3. Circuito equivalente de uma célula fotovoltaica
O equacionamento do circuito da Figura 3 pode
ser representado por (1), conforme (Gow & Man-ning, 1999).
p
s
s
rph RRIVTK
RIVq
eIII.
1..).(
. +−
−
+
⋅−= η (1)
Onde: V, I representam, respectivamente, a tensão e corrente nos terminais de saída de uma célula; Iph é a fotocorrente; Ir corrente de saturação reversa da célu-la; q é a carga do elétron; η é o fator de qualidade da junção p-n; K é a constante de Boltzmann e T é a temperatura ambiente em Kelvin.
A corrente da célula fotovoltaica em (1), pode ser determinada, por exemplo, por meio do método numérico Newton-Raphson, devido à relação não-linear entre a corrente I e a tensão V.
Figura 4. Curva característica ipv-vpv para diferentes níveis de
radiação e temperatura
Figura 5. Curva característica ppv-vpv para diferentes níveis de
radiação e de temperatura Recentemente (Casaro & Martins, 2008) propôs
um modelo computacional para a simulação de sis-temas fotovoltaicos, conforme ilustrado na Figura 6.
Figura 7. Diagrama em blocos do modelo implementado no
MatLab/Simulink®
Na Figura 6 vpv, ipv, Rad, Temp e Cpv, represen-tam, respectivamente, a tensão nos terminais do ar-ranjo PV, a corrente nos terminais do arranjo PV, radiação solar, temperatura e o capacitor de filtro de saída do arranjo PV.
2.2 Técnica para Extração da Máxima Potência (MPPT).
Para que a máxima potência de um arranjo PV seja extraída, é necessária a utilização de técnicas para extração da máxima potência (MPPT). Neste trabalho optou-se pelo método P&O, o qual consiste
Rede Carga
sen(θPLL)
cos(θPLL)
ic*vs
iL ic
Vdc=vpv
is iL
ic
Lf
p2p3p4
p1
p2
p3
p4
Cdc
idcPV array
ipv
vs
ipv
PLL SRF PIi
PIv
MPPT
PWMVdc*
p1
LL
i*pv
0 10 20 30 400
2
4
6
8
10
Tensão vpv (V)
Cor
rent
e i pv
(A)
1000W/m² – 25°C
750W/m² – 50°C
500W/m² – 75°C
250W/m² – 75°C
0 10 20 30 400
50
100
150
200
250
Tensão vpv (V)
Potê
ncia
ppv
(W)
1000W/m²25°C
750W/m² 50°C
500W/m² 75°C
250W/m²75°C
Arranjo Fotovoltaico
Rad
Temp+
-
sipv
Cpv
vpv
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na busca do ponto de máxima de potência através das derivadas da potência e da tensão, operando periodi-camente incrementando ou decrementando o sinal de saída do algoritmo P&O, conforme algoritmo mos-trado na Figura 7.
Figura 7. Diagrama em blocos do algoritmo de MPPT do
método P&O Esse método necessita das leituras da tensão e
da corrente do painel PV, para realizar cálculos das derivadas de tensão e de potência. O sinal negativo do passo é utilizado para corrigir o sentido do sinal de saída. A Tabela 1 apresenta a lógica de operação do algoritmo em função dos sentidos das derivadas de potência e de tensão.
Tabela 1. Lógica do algoritmo P&O.
( . )pv pv pvdP d v idt dt
= pvdvdt
Sinal de saída
+ - Incrementa - + Incrementa - - Decrementa + + Decrementa
Devido ao fato deste trabalho realizar a compa-
ração entre duas estruturas PV, algumas modifica-ções são necessárias para o adequado funcionamento do mesmo. No sistema 1, o sinal de saída a ser in-crementado ou decrementado do algoritmo P&O atuará na variação da razão cíclica do conversor CC-CC. Já para o sistema 2, o sinal de saída é represen-tado pela corrente i*
pv como pode ser observado pelas Figuras 2 e 9.
2.3 Filtro Ativo Paralelo de Potência (FAPP)
Neste trabalho é empregado o algoritmo basea-do no sistema de eixo de referência síncrona (SRF – Synchronous Reference Frame) (Campanhol et al., 2013) para a obtenção das correntes de referência de compensação.
Como o método SRF foi concebido para ser uti-lizado em sistemas trifásicos, para possibilitar sua aplicação em um sistema monofásico torna-se neces-sária uma adequação no algoritmo. Dessa forma, tal adequação é apresentada na Figura 8, onde é criado um sistema trifásico fictício, representado por gran-dezas ortogonais no sistema de eixos estacionário bifásico (αβ), o qual é composto pelas correntes bifásicas fictícias iα = iL e iβ. Portanto, a partir deste algoritmo é possível obter as correntes de referência de compensação em um sistema monofásico.
Conforme algoritmo ilustrado na Figura 8, con-sidera-se a corrente da carga medida como sendo a
própria corrente fictícia no eixo α (iα) e a corrente em quadratura (iβ), a corrente defasada em π/2 radianos a partir de iL (2).
Figura 8. Diagrama em blocos do algoritmo SRF (sistema 1Φ)
−=
)2/(
)(
πω
ω
β
α
ti
tiii
L
L (2)
Após encontrar as correntes iα e iβ, realiza-se a
transformação do sistema de eixos bifásico estacio-nário para o sistema de eixos síncronos, utilizando a matriz de transformação apresentada em (3).
−
=
β
α
θθ
θθ
iisen
seniqid
coscos (3)
Uma vez obtida a grandeza de corrente direta
id, pode extrair a sua componente contínua iddc atra-vés da utilização de um filtro passa-baixa (FPB), que representa a amplitude de pico da parcela fundamen-tal da corrente de carga.
Pelo fato do trabalho apresentar uma compara-ção entre dois sistemas PVs, ambos necessitam de algumas modificações em seus controles.
Para o sistema 1, obtém-se a corrente funda-mental de referência i*
s por meio da equação (4), onde iddc é a parcela contínua da componente direta (id) e idc é o sinal de saída da malha de controle de tensão do barramento CC. Já para a corrente de refe-rência de compensação i*
c é encontrada por (5), por meio da subtração de iL por i*
s.
i*s=(iddc + idc)cos θ (4)
i*
c = iL - i*s (5)
Para o sistema 2, uma modificação é necessária
(Figura 9), diferentemente do sistema 1 onde a cor-rente ipv é utilizada somente no controle do MPPT. Considerando o sistema 2, a corrente i*
pv (sinal de saída do algoritmo de MPPT) é subtraída das parce-las iddc
e idc e assim, obtém-se a corrente fundamen-
tal de referência i*s, conforme (6), e a corrente de
referência de compensação i*c é obtida por (5).
Por outro lado, a corrente i*pv representa a cor-
rente ativa disponível nos arranjos fotovoltaicos, os quais podem ser usados para fornecer a energia para a carga e/ou injetar na rede elétrica, conforme ilustra a Figura 10.
i*
s=(iddc + idc - i*pv)cos θ (6)
KPMPPT
KIMPPT s/pvv
-PassoSinaldt
dPpv
dtdvpv
Sinal
Controlador PI do MPPT
pvi
dq
αβFPB
id dcidβi
αi dqsi*
π/2ci*
PLLsin(θPLL)cos(θPLL)
Delay
Li
Liabcidc
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A componente idc é responsável pelo controle da tensão do barramento CC, de forma a compensar as perdas relacionadas com as indutâncias de filtragem e dispositivos de comutação do FAPP. Pode-se dizer também que idc representa a potência ativa total exi-gida pelo sistema PV para regular a tensão do barra-mento CC. Desta forma, o controle do sistema 2 atua fornecendo ou absorvendo energia da rede elétrica.
Figura 9. Diagrama em blocos reduzido do controle do Sistema 2
2.4 Sistema PLL
Através de um sistema PLL pode-se obter as in-formações da rede elétrica, necessárias para a gera-ção das coordenadas do vetor unitário síncrono, utili-zados no algoritmo SRF, tais como ângulo de fase e frequência.
A topologia PLL utilizada neste trabalho é ba-seada na teoria da potência ativa instantânea trifásica (p-PLL) utilizando o eixo estacionário bifásico de coordenadas αβ proposto por (Silva et al., 2008). Assim, torna-se necessária a geração de uma tensão fictícia de quadratura v’
β, de forma a assegurar que esta seja ortogonal à tensão monofásica medida. A tensão monofásica medida da rede elétrica vs é consi-derada agora a própria tensão v’
α. Já para obter v’β
aplica-se uma defasagem de π/2 radianos na tensão v’
α, conforme ilustra a Figura 10.
. Figura 10. Diagrama em blocos do sistema PLL monofásico
2.5 Controle para as Etapas CC-CA
Após a obtenção da corrente de referência de compensação, é necessário que o sistema apresente uma malha de controle de corrente de forma a asse-gurar que o FAPP imponha estas correntes na rede elétrica. Com isso, é preciso obter um modelo mate-mático da planta de forma a possibilitar o projeto do controlador das malhas de corrente e de tensão do barramento CC.
O diagrama em blocos da malha de controle de corrente utilizada no inversor monofásico em ponte
completa é ilustrado na Figura 11, onde a corrente de referência i*
c é obtida utilizando o algoritmo SRF mostrado na Figura 8. Os procedimentos adotados para a sintonia dos controladores e as respostas em frequência dos controladores de corrente e tensão do barramento são detalhadamente descritos por (Angé-lico et al., 2014).
Figura 11. Diagrama em blocos da malha de controle de corrente
do FAPP
Onde: KPi e KIi são os ganhos do controlador de corrente, proporcional e integral da malha de corrente respectivamente; KPv e KIv são os ganhos do contro-lador de corrente, proporcional e integral da malha de tensão do barramento CC, respectivamente; KPWM é o ganho do modulador PWM; Lf é a indutância de fil-tro; RLf é a resistência da indutância do filtro; idc é a corrente da malha de controle do barramento CC; V*
dc é a tensão de referência do barramento CC e Vdc é a tensão no barramento CC.
3 Resultados Obtidos
As simulações dos dois sistemas foram imple-mentadas por meio de um ambiente computacional usando o software MatLab/Simulink®. Na Tabela 3, estão apresentados os principais parâmetros utiliza-dos nas simulações.
Nas simulações foram utilizados oito módulos policristalinos SW 245 da SolarWorld, onde cada módulo contém 60 células fotovoltaicos interconec-tadas, e nas condições de teste padrão (STC) fornece 245 Wp. A Tabela 2 apresenta as principais informa-ções deste módulo.
Tabela 2. Parâmetros Elétricos do PV SW 245 Sob as Condições
de Teste Padrão (STC: 1000 W/m², 25°C, AM 1,5).
Potência máxima Pmax = 245 Wp Tensão de circuito aberto VOC = 37,5 V
Tensão do ponto de máxima potência VMPPT = 30,8 V Corrente de curto circuito ISC = 8,49 A
Corrente do ponto de máxima potência IMPPT = 7,96 A
Os gráficos da potência extraída com variações
climáticas para o sistema 1 e sistema 2 estão apresen-tados nas Figuras 12 e 14, respectivamente. A máxi-ma potência extraída pelo algoritmo de MPPT está representada pela linha continua (vermelho) e a má-xima potência disponível em linha tracejada (azul). Foram aplicadas variações nos fatores climáticos com degraus tanto positivos quanto negativos, de forma a avaliar a eficiência do algoritmo de MPPT e de observar as variações no barramento CC.
FPBid dcid
idc
ipv*
sen (θPLL - π/2)
ωff
ω ω
iβ ,
p,
p*= 0
sen (θPLL)
θPLL^KPPLL
KIPLL/S
1s
vα,
vβ ,
iα,
π/2Atraso
vs
SRF
Controlador PI de corrente
* KPi
KIi s/____________1Lf s + RLf
KPWMGanho do
PWMSistema físico
Controlador PI do barramento CC
KPv
KIv s/*
VdcLi ci ci
Vdc
Vdc dci
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Tabela 3. Parâmetros Adotados na Simulação. Tensão nominal da rede (eficaz) vs = 127 V
Frequência nominal da rede fs = 60 Hz Potência máxima do arranjo PV Pmax = 1960 W
Tensão de saída do arranjo PV para o sistema 1
vpv = 123,2 V
Tensão de saída do arranjo PV para o sistema 2
vpv = 246,4 V
Corrente de saída do arranjo PV para o sistema 1
ipv = 15,92 A
Corrente de saída do arranjo PV para o sistema 2
ipv = 7,96 A
Capacitor de saída do PV Cpv = 100 μF Indutor - Boost Lb = 2,4 mH
Frequência de chaveamento – Boost fb = 30 kHz Capacitor – Barramento CC Cdc = 2300 μF
Frequência de chaveamento – full-bridge fch = 20 kHz Indutância de filtro - full-bridge Lf = 2,5 mH
Resistência do filtro de indutância RLf = 0,48 Ω Indutância de comutação LL = 1,2 mH
Frequência de amostragem do conversor A/D
fa = 60 kHz
Ganho PWM KPWM = 5,33x10-4 Ganho do controlador PI de corrente KPi = 226,49 Ω
KIi = 6,61x105 Ω/s Ganho do controlador PI do barramento
CC KPv = 0,275 Ω KIv = 1,42 Ω /s
Ganho do controlador PI do MPPT para o Sistema 1
KPMPPT = 0,02 Ω KIMPPT = 0,2 Ω/s
Ganho do controlador PI do MPPT para o Sistema 2
KPMPPT = 0,25 Ω KIMPPT = 0,7 Ω/s
Carga não-linear – retificador em ponte completa
Lc = 30 mH Rc = 26,6 Ω
Observa-se que nas Figuras 12 e 14, no intervalo
de 4 a 5 s, ocorre um sombreamento em quatro pai-néis do arranjo em paralelo do sistema 1 e em 4 pai-néis do arranjo em série do sistema 2. Esse efeito pode ser observado pela ocorrência de uma queda de potência. Nas mesmas Figuras são apresentadas a tensão vs e a corrente is da rede. Observa-se que a corrente is está em oposição de fase em relação à tensão vs, o que significa que o sistema está injetando energia na rede elétrica.
A Figura 13 apresenta a tensão no barramento CC para o sistema 1, onde foram aplicadas as mes-mas variações nos fatores climáticos apresentados na Figura 12. Neste caso, observa-se as variações de tensão no barramento CC (vdc).
Na mesma Figura 13 estão apresentadas a ten-são de saída do arranjo PV (vpv), a corrente de saída do arranjo PV (ipv) e a corrente eficaz de saída do inversor (ic).
A tensão no barramento CC para o sistema 2 é apresentada na Figura 15, considerando as mesmas variações nos fatores climáticos. Na mesma Figura estão apresentadas a corrente de saída do arranjo PV (ipv) e a corrente eficaz de saída do inversor (ic). Já a tensão de saída do arranjo PV (vpv) é a própria tensão (Vdc) do barramento CC.
No transitório apresentado, o sistema 1 apresen-ta maiores variações na tensão no barramento CC quando comparado com o sistema 2 (Figuras 13 e 15). No entanto, em regime permanente, este apre-senta uma tensão similar àquela existente no sistema 2, ou seja, 250 V.
Figura 12. Sistema 1: Potência de saída do PV; Tensão e corrente
na rede
Figura 13. Sistema 1 – Tensão no barramento CC (Vdc) e tensão de
saída do PV (vpv); Corrente de saída do PV (ipv); Corrente de compensação (ic) eficaz
Figura 14. Sistema 2: Potência de saída do PV; Tensão e corrente
na rede
Observa-se também que a dinâmica do barra-mento CC para ambos os sistemas é lenta quando ocorrem variações bruscas nos fatores climáticos, levando assim alguns segundos para retornar em seu valor de referência.
Uma das maneiras para avaliar a eficiência do algoritmo de MPPT é em relação ao fator de rastrea-mento (FR), que trata do percentual de energia apro-veitada em relação à disponível do arranjo PV. Para
0 2 4 6 80
1000
2000
3000
2.5 2.52 2.54 2.56 2.58 2.6-200
0
200
2,5 2,52 2,54 2,56 2,58 2,6
-20
0
20
Tempo [s]
0 2 4 6 80
100
250
350
0 2 4 6 80
102030
0 2 4 6 80
102030
Tempo [s]
0 2 4 6 80
1000
2000
3000
2.5 2.52 2.54 2.56 2.58 2.6-200
0
200
2,5 2,52 2,54 2,56 2,58 2,6
-20
0
20
Tempo[s]
vs
is
vpv
ipv
ic (eficaz)
Sombreamento
Vdc
V*dc
vs
is
Sombreamento
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o sistema 1, o fator de rastreamento foi de 98,77% e para o sistema 2 foi de 96,70%.
Figura 15. Sistema 2 – Tensão no barramento CC (Vdc); Corrente
de saída do PV (ipv); Corrente de compensação (ic) eficaz
A potência extraída para o sistema 1 possui uma
ondulação menor e uma resposta mais rápida em relação ao sistema 2, pois o controle do MPPT do sistema 1 é independente, representando assim uma vantagem da utilização de um conversor elevador no sistema (Figuras 12 e 14).
Em relação à distorção harmônica total (DHT), normas como a IEEE Std. 519-2014 recomendam que a DHT da corrente injetada seja menor que 5%, quando o sistema PV está fornecendo somente po-tência ativa para a rede. A Tabela 4 apresenta a DHT para os dois sistemas.
Pode-se também calcular o rendimento do sis-tema através das potências de entrada nos terminais do PV e de saída injetada da rede, determinado assim as perdas na operação dos sistemas. Para o sistema 1 as perdas foram de 213,09 W, enquanto que para o sistema 2 foram de 195,65 W. Observa-se que no sistema 1, as perdas são maiores devido ao estágio elevador de tensão adicional (conversor Boost).
A Tabela 4 resume todas as comparações reali-zadas para os dois sistemas, considerando o número de componentes semicondutores, elementos de filtra-gem, número de painéis fotovoltaicos, distorção harmônica total, fator de rastreamento, potências envolvidas, perdas e rendimento.
4 Conclusão
Através do estudo realizado para os dois siste-mas, conclui-se que, apesar da necessidade de se utilizar um estágio elevador adicional, acarretando um aumento no número de componentes e influenci-ando no peso e volume do sistema como um todo, pode-se concluir que o sistema 1 é mais atrativo em relação ao sistema 2. Uma das maiores vantagens é a da possibilidade se trabalhar com uma tensão de entrada menor (saída do arranjo PV).
Em relação ao algoritmo de MPPT, para o sis-tema 1, há a possibilidade de operar de forma inde-pendente em relação ao inversor, apresentando assim eficiência e fator de rastreamento maiores.
Outra vantagem da utilização do estágio eleva-dor neste trabalho é por estar configurado com dois arranjos em paralelo de quatro painéis em série. A utilização da configuração em paralelo é vantajosa para o caso de ocorrência de sombreamentos nos painéis, pois a tensão nos terminais do arranjo PV não varia tanto devido à radiação solar influenciar mais na corrente.
Já para a associação em série, na ocorrência de um sombreamento a corrente nos terminais do arran-jo PV decresce e como a tensão nos terminais do arranjo PV é a própria tensão do barramento CC (sistema 2) no momento do sombreamento, esta apresenta uma grande variação
Por meio dos resultados obtidos, foi possível ve-rificar o desempenho do sistema na injeção de potên-cia ativa na rede, meio de corrente com baixa DHT, realização da compensação de reativos e supressão de correntes harmônicas da carga, onde o FAPP reduziu satisfatoriamente a taxa de distorção harmô-nica de corrente, comprovando assim sua eficiência. O comportamento dinâmico do sistema fotovoltaico para diferentes níveis de radiação solar e temperatura também foi verificado.
Tabela 4. Comparação entre os Dois Sistemas PV.
Sistema 1 Sistema 2 Diodos 1 - Chaves 5 4
Indutores 2 1 Capacitores 2 1
Painéis 8 8 DHTis 3,87 % 4,91 % DHTiL 14,72 % 14,67 %
FR 98,77 % 96,70 % Pin 1961,98 W 1957,4 W Pout 1748,89 W 1761,75 W
Perdas 213,09 W 195,65 W Rendimento (%) 89 90
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0 2 4 6 8150
200
250
300
0 2 4 6 8
0
10
20
0 2 4 6 80
10
20
Tempo [s]
Vdc V*dc
ipv
ic (eficaz)
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