Contribuições ao Método de Rastreamento de Máxima Potência ... · 3.1 Modelagem do Conversor de Potência Conectado à Rede . . . . . . . . . 25 ... 1.2 Custo de implementação

UNIVERSIDADE DO RIO GRANDE DO NORTEFEDERAL

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE

CENTRO DE TECNOLOGIA

PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA E

DE COMPUTAÇÃO

Contribuições ao Método de Rastreamento deMáxima Potência Para Sistemas Fotovoltaicos

Rodrigo Lopes Barreto

Orientador: Prof. Dr. Ricardo Lúcio de Araújo Ribeiro

Dissertação de Mestradoapresentada aoPrograma de Pós-Graduação em EngenhariaElétrica e de Computação da UFRN (área deconcentração: Automação e Sistemas) comoparte dos requisitos para obtenção do títulode Mestre em Ciências.

Natal, RN, 22 de Janeiro de 2014

Divisão de Serviços Técnicos

Catalogação da publicação na fonte. UFRN / Biblioteca Central Zila Mamede

Barreto, Rodrigo Lopes.Contribuições ao Método de Rastreamento da Máxima Potênciaem Sistemas

Fotovoltaico/ Rodrigo Lopes Barreto - Natal, RN, 201370 f. : il.

Orientador: Ricardo Lúcio de Araújo Ribeiro

Dissertação (mestrado) - Universidade Federal do Rio Grande do Norte. Cen-tro de Tecnologia. Programa de Pós-Graduação em EngenhariaElétrica e Com-putação.

1. Sistemas fotovoltaico - Dissertação. 2.Rastreamento damáxima potência- Dissertação 3. Energias renováveis - Dissertação 4. Eficiência - Dissertação5. Qualidade de energia - Dissertação. I. Ribeiro, Ricardo Lúcio de Araújo. II.Universidade Federal do Rio Grande do Norte. III. Título

RN/UF/BCZM CDU 621.472

Contribuições ao Método de Rastreamento daMáxima Potência em Sistemas Fotovoltaico

Rodrigo Lopes Barreto

Dissertação de Mestrado aprovada em 22 de Janeiro de 2014 pela banca examinadoracomposta pelos seguintes membros:

Prof. Dr. Ricardo Lúcio de Araújo Ribeiro (Orientador) . . . .. . . . . . . . . . UFRN

Prof. Dr. Valentim Obac Roda . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . UFRN

Prof. Dr. Marcelo Cabral Cavalcanti . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . UFPE

Aos meus pais Lúcio Barreto e GildaMaria.

Agradecimentos

Ao professor Ricardo Lúcio de Araújo Ribeiro, pela orientação prestada ao longo dotrabalho de mestrado.

Aos amigos do LEPER, em especial, Cecílio Martins, Thiago deOliveira e Rômulo Lirapelo apoio prestado.

Aos meus irmão Selênia Ofélia, Sidney Barreto e Sávio Barreto.

Aos grandes amigos de infância que diretamente e indiretamente contribuíram nessa ca-minhada, Gilson Miguel, Daniella Alcoforado, João Paulo Bernardo, Bruno Augusto eFelipe Silva.

A Universidade Federal do Rio Grande do Norte por toda a estrutura disponibilizada.

Resumo

A escassez dos recursos naturais e a busca por fontes de energia alternativa promovem

uma rápida mudança na matriz energética mundial. Dentre as fontes de energia renováveis

a energia solar é a mais promissora, visto que ela apresenta amaior taxa de crescimento

na atualidade. Pesquisadores de todo o mundo têm buscado formas de viabilização do

seu progresso, desenvolvendo tecnologias com maior eficiência e menor custo. Como

forma de contribuir para o avanço mundial, neste trabalho é proposto o desenvolvimento

de uma estratégia de rastreamento da máxima potência, baseado no método perturbação

e observação, para sistemas fotovoltaicos. A estratégia decontrole proposta é baseada

no balanço de potência ativa do sistema e utiliza um número reduzido de sensores. Ela

também permite que o sistema fotovoltaico atue como regulador da qualidade de energia

no ponto de conexão, compensando assim a distorção harmônica das correntes da rede e

corrigindo o fator de potência. Resultados de simulação e experimentais são apresentados

para validar a estratégia proposta.

Palavras-chave: Sistema fotovoltaico, rastreamento da máxima potência, energias

renováveis , eficiência, qualidade de energia.

Abstract

Abstract: The scarcity of natural resources and the search for alternative energy sour-

ces promote a rapid change in the energy world. Among the renewable energy sources,

solar energy is the most promising, presenting technology of greatest growth rate nowa-

days. Researchers around the world are seeking ways to facilitate their progress, deve-

loping technologies with higher efficiency and lower cost. As a contribution to global

progress, this master thesis proposes the development of a strategy of maximum power

tracking based on perturbation and observation method for photovoltaic systems. The

proposed control strategy is based on active power balance of the system, with a reduced

number of sensors. It also allows the PV system to act as a regulator of the power qua-

lity at the point of commom coupling (PCC), compensating theharmonic distortion and

power factor of the current network. Simulation and experimental results are presented to

validate the proposed strategy.

Keywords: Renewable energy, solar energy, maximum power tracking, alternative

energy sources.

Sumário

Sumário i

Lista de Figuras ii

Lista de Tabelas v

Lista de Simbolos vii

Lista de Abreviaturas e Siglas viii

1 Introdução 1

1.1 Objetivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

1.2 Contribuições . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

1.3 Organização do Trabalho . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

2 Estado da Arte 7

2.1 Rastreadores de Máxima Potência em Sistema Fotovoltaico . . . . . . . . 7

2.2 Métodos Diretos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

2.2.1 Perturbação e Observação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

2.2.2 Condutância Incremental . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

2.2.3 Realimentação da Tensão e Corrente . . . . . . . . . . . . . . . .15

2.3 Métodos Indiretos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

2.3.1 Aproximação da Curva de Potência . . . . . . . . . . . . . . . . 16

2.3.2 Análise de Tabela . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

2.3.3 Observação de Circuito Aberto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

2.3.4 Observação de Curto - Circuito . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18

2.4 Descrição do Método Proposto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .19

2.4.1 Caracterização do Método de Perturbação e ObservaçãoTradicional 19

2.4.2 Descrição das Alterações no Método P&O . . . . . . . . . . . . 21

2.5 Síntese do Capítulo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

i

3 Estrutura de Controle e Modelagem 25

3.1 Modelagem do Conversor de Potência Conectado à Rede . . . .. . . . . 25

3.2 Diagrama de Blocos das Plantas PV Trifásica e Monofásica. . . . . . . . 27

3.3 Teoria das Potências Instantâneas PQ e DQ . . . . . . . . . . . . .. . . 29

3.4 Controle da Tensão do Barramento CC . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 30

3.4.1 Modelagem do Barramento CC . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

3.4.2 Projeto do Controlador do Barramento CC . . . . . . . . . . . .32

3.5 Controle Indireto das Correntes na Rede . . . . . . . . . . . . . .. . . . 33

3.6 Controlador de Dupla Sequência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 33

3.6.1 Projeto do Controlador de Corrente . . . . . . . . . . . . . . . .34

3.7 Rastreador de Máxima Potência - MPPT . . . . . . . . . . . . . . . . .. 35

3.8 Phase Locked Loop - PLL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35

3.9 Principio de Funcionamento do Módulo Fotovoltaico . . . .. . . . . . . 35

3.10 Modelagem do Módulo Fotovoltaico . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . 38


4 Estudos de Simulação Desenvolvidos 41

4.1 Descrição do Sistema Simulado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .41

4.2 Resultados de Simulação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42


5 Resultados Experimentais 48

5.1 Descrição do Sistema Experimental . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . 48

5.2 Descrição dos Ensaios e Resultados Experimentais . . . . .. . . . . . . 50

5.3 Avaliação de Custo e Complexidade de Implementação . . . .. . . . . . 58

5.4 Conexão do Sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58


6 Conclusões 62

6.1 Sugestões para Trabalhos Futuros . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . 63

Referências bibliográficas 64

A Informações adicionais 68

A.1 Descrição dos Componentes Experimentais . . . . . . . . . . . .. . . . 68

Lista de Figuras

1.1 Perspectiva mundial de produção de energia fotovoltaica. . . . . . . . . . 1

1.2 Custo de implementação do Wp para painéis fotovoltaicos em 2012. . . . 2

1.3 Perspectiva do custo de implementação dos sistemas fotovoltaico completos. 2

2.1 Curva característica potência tensão (P-V) do módulo solar . . . . . . . . 8

2.2 Curva característica da potência tensão (P-V) e corrente tensão (I-V) do

módulo fotovoltaico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

2.3 Conexão do sistema fotovoltaico. a) utilizando dois estágios b) utilizando

estágio único. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

2.4 Comportamento da variação da potência para uma perturbação de tensão. 11

2.5 Diagrama de Blocos do MPPT perturba e observa (P&O) convencional. . 12

2.6 Diagrama de blocos P&O modificado com perturbação fixa. . .. . . . . 12

2.7 Diagrama de Blocos da estrutura de MPPT com tensão de referência. . . . 15

2.8 Curva corrente tensão do módulo com variação de temperatura . . . . . . 18

2.9 Curva corrente tensão do módulo com variação de irradiância. . . . . . . 19

2.10 Principais pontos de inserção da perturbação do métodoP&O. . . . . . . 20

2.11 Fluxograma do MPPT perturba e observa . . . . . . . . . . . . . . .. . 21

2.12 Balanço de potência do painel PV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 22

2.13 Diagrama de blocos do MPPT proposto . . . . . . . . . . . . . . . . .. 23

3.1 Circuito equivalente do sistema conectado à rede . . . . . .. . . . . . . 26

3.2 Diagrama de blocos da estratégia de controle da planta PVtrifásica. . . . 28

3.3 Diagramas de blocos da estratégia de controle da planta PV monofásica. . 29

3.4 a)-Transformada 123-αβ. b)-Transformadaαβ - DQ. . . . . . . . . . . . 30

3.5 Classificação dos materiais de acordo com as propriedades elétricas. . . . 37

3.6 Diagrama de uma junção PN operando como célula fotovoltaica. . . . . . 38

3.7 Circuito elétrico da modelagem do painel PV. . . . . . . . . . .. . . . . 39

4.1 Diagrama esquemático do sistema trifásico empregado nos estudos de si-

mulação. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42

iii

4.2 Gráfico da potência terminal do painel após variação da razão cíclica do

conversorboost. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42

4.3 Gráfico da corrente de eixo direto da rede no referencial síncrono. . . . . 43

4.4 Dinâmica da máxima potência do painel para variação brusca de irradiância. 43

4.5 Sistema fotovoltaico fornecendo parte da demanda do sistema. . . . . . . 44

4.6 Sistema fotovoltaico fornecendo potência ativa para a rede trifásica. . . . 44

4.7 Espectro de harmônicos da corrente fornecida à rede. . . .. . . . . . . . 45

4.8 Sistema fotovoltaico compensando potência reativa. . .. . . . . . . . . . 45

4.9 Sistema fotovoltaico compensando harmônicos na rede. .. . . . . . . . . 46

4.10 Espectro de frequência das correntes da rede, após a conexão do sistema

fotovoltaico. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46

4.11 Corrente do sistema fotovoltaico, corrente da rede, e corrente na carga. . . 47

5.1 Descriçao da plataforma experimental. . . . . . . . . . . . . . .. . . . . 49

5.2 Curva I x V do painel para duas condições diferentes de irradiância. . . . 51

5.3 Curva de potência do painel para duas condições diferentes de irradiância. 51

5.4 Gráfico da potência de saída do painel em função da razão cíclica do

conversor boost. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52

5.5 Gráfico da corrente do eixo diretoiesd em função da potência de saída do

painel. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53

5.6 Gráfico da corrente de eixo diretoiesd em função da razão cíclica do con-

versor. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54

5.7 Gráfico das correntesiesd e iesq da rede, no referencial vetor tensão, para

variação da razão cíclica do conversor. . . . . . . . . . . . . . . . . .. . 55

5.8 Gráfico da corrente da redeiesd, no referencial vetor tensão e da razão

cíclica do conversor. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55

5.9 Gráfico da potência de saída do sistema e da razão cíclica do conversor,

durante o procedimento de partida. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .56

5.10 Comparação entre o método proposto e convencional. . . .. . . . . . . . 57

5.11 Gráfico da correnteiesd e da razão cíclica durante o experimento de som-

breamento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57

5.12 Correntes da rede antes da conexão . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . 59

5.13 Correntes da rede apos conexão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 60

5.14 Comparativo do espectro de frequência das correntes darede, após a co-

nexão do sistema fotovoltaico. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60

A.1 Array Fotovoltaico. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68

A.2 Bancada. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69

A.3 Carga Linear e não-linear . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .70

Lista de Tabelas

1.1 Listagem da eficiência e preço. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 3

1.2 Listagem das contribuições. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . 6

2.1 Visão geral do algoritmo perturba e observa (P&O). . . . . .. . . . . . . 11

2.2 Modificação no método P&O com perturbação adaptativa. . .. . . . . . 13

2.3 Análise do MPPT em função da condutância do sistema. . . . .. . . . . 14

2.4 Resumo comparativo das principais características dosMPPTs. . . . . . . 24

4.1 Resumo da descrição dos testes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 47

5.1 Resumo da descrição dos experimentos. . . . . . . . . . . . . . . .. . . 61

vi

Lista de Símbolos

ISC Corrente de curto circuito do painel fotovoltaico

ICC Corrente de saída do barramento CC

IMP Corrente de máxima potência

IPV Corrente de saída dos módulos fotovoltaicos

IS Corrente de saturação reversa do diodo

Id Corrente característica do diodo

Iesd, Ie

sq Corrente do eixo direto e em quadratura no referencial vetortensão

I ssd, I s

sq Corrente do eixo direto e em quadratura no referencial estacionário

Is1, Is2 e Is3 Correntes de linha da rede

Ig1, Ig2 e Ig3 Correntes de saída do inversor

Ire f Corrente de referência

k Constante de Boltzamann

Ns Número de células em série

Np Número de células em paralelo

Q Carga elementar do elétron

Rs Resistência em série

Rp Resistência em paralelo

T Temperatura em kelvin

Vd, Vq Tensão de eixo direto e em quadratura da rede, respectivamente

VOC Tensão de circuito aberto

VMP Tensão na máxima potência

Vre f Tensão de referência

Wp Potência de pico

vii

Glossário de Termos

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica

ACP Aproximação da curva de potência

CA Corrente Alternada

CC Corrente Contínua

CC Complexidade computacional

CI Condutância incremental

DSP Digital Signal Processing

Dtp Dependente do tipo de módulo

EPE Empresa de Pesquisa Energética

FOCV Fractional Open-Circuit Voltage

IEA International Energy Agency

IEEE Institute of Electrical and Electronic Engineers

LEPER Laboratório de Eletrônica de Potência e Energias Renováveis

MPPT maximum power point tracking

P&O Perturbação e observação

PI Controlador Proporcional Integral

PID Controlador Proporcional Integral Derivativo

PV Painel Photovoltaic

RTC Realimentação tensão corrente

TR Tempo de resposta

TS Tipo de sensor

viii

Capítulo 1

Introdução

Na última década se desencadeou uma busca por fontes de energia que sejam alter-

nativas às fontes convencionais, em decorrência da escassez das reservas energéticas dis-

poníveis e do aumento desenfreado da demanda energética. O IEA (do inglês,Interna-

tional Energy Agency) aponta um crescimento maior que 30% da demanda mundial até

2035. Esses acontecimentos têm estimulado o desenvolvimento de sistemas de energia

mais eficientes, com baixo custo e maior confiabilidade. Neste cenário, as fontes de ener-

gia renováveis têm ganhado mais espaço a cada dia. O crescente desenvolvimento das

energias eólica e solar consolidam a posição das energias renováveis como componente

indispensável da matriz energética global, o IEA calcula que em 2035 as fontes de energia

renováveis representarão um terço da produção mundial.

Entre as alternativas de energia disponível, a energia solar tem chamado atenção, por

ser limpa, gratuita e ser proveniente de uma fonte inesgotável. Segundo o IEA, a energia

solar cresce mais rapidamente do que qualquer outra fonte renovável. Na Figura 1.1 é

apresentado uma projeção do crescimento da energia fotovoltaica até 2020.

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

600

500

400

300

200

100

0

[Gw

p]

Figura 1.1: Perspectiva mundial de produção de energia fotovoltaica.

Apesar de apresentar grande perspectiva de crescimento, a tecnologia fotovoltaica

CAPÍTULO 1. INTRODUÇÃO 2

possui duas desvantagens que limitam o seu desenvolvimento. A primeira refere-se ao

custo efetivo de implantação dos sistemas fotovoltaicos. Mesmo com a atual redução do

custo dos módulos fotovoltaicos, esses sistemas apresentam custo elevado quando compa-

rados a outras tecnologias de geração de energia. Na Figura 1.2 é apresentado a variação

do custo de implementação do kWp para aplicações industriais no ano de 2012.

1.8

1.6

1.4

1.2

1.0

0.5Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov

0.8

Dez

Alemanha SC*Japão SC*China SC*Filme Fino

[€/k

Wp]

*SC- Silício Cristalino

Figura 1.2: Custo de implementação do Wp para painéis fotovoltaicos em 2012.

Fonte: IEA (2012).

No Brasil, essa tecnologia ainda exige grande investimentosendo considerada umas

das energias mais caras do mercado. Este custo tende a diminuir nos próximos anos.

Na Figura 1.3 é apresentado o estudo da perspectiva de custosrealizado por Breyer e

Gerlach (2013), que demostra a clara diminuição do custo para aplicações industriais e

residenciais.

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

3000

2500

2000

1500

1000

0

[€/k

Wp]

ResidencialIndustrial

Figura 1.3: Perspectiva do custo de implementação dos sistemas fotovoltaico completos.

A segunda desvantagem está associada à eficiência de conversão, o que torna necessá-


rio o uso de grandes áreas para a captação da energia em quantidade satisfatória. Mesmo

com o avanço tecnológico, associado à descoberta de novos materiais, o rendimento dos

sistemas fotovoltaicos está dentro de uma faixa considerada muito baixa (ver Tabela 1.1).

Por este motivo, o retorno do capital aplicado poderá demorar de 10 a 15 anos. Levando-

se em consideração a vida útil dos componentes fotovoltaicos (em média 20 anos para

painéis e conversores), pode-se concluir que esse tipo de investimento tem baixa taxa de

retorno.

Tabela 1.1: Listagem da eficiência e preço.

Tipo de célulaEficiência Custo

Teórico laboratório comercial ($/Wp)

Silício de cristal simples 30,0 24,7 12 a 14 1 a 2

Silício concentrado 27,0 28,2 13 a 15 0,5 a 0,7

Silício Policristalino 25,0 19,8 11 a 13 0,6 a 1,2

Silício Amorfo 17,0 4 a 7 3 a 5

Esses fatores, de certa forma, influenciam o desenvolvimento da tecnologia no Brasil.

Para alguns seguimentos, a implementação de parques fotovoltaicos torna-se economica-

mente inviável, devido aos seus custos de aquisição, implementação e manutenção. No

Brasil, em relação a implementação de sistema conectados emdomicilio e em empreen-

dimentos comerciais ou industriais, até bem pouco tempo, não havia regulamentação. As

primeiras formas de incentivo fiscal foram introduzidas pela Agência Nacional de Energia

Elétrica (ANEEL) em 2012 (resolução normativa no 482/2012). Esta resolução autoriza

a instalação da geração distribuída de pequeno porte. Ela define como micro-geração,

sistemas com até 100 kW de potência, e a mini-geração, de 100 kW a 1 MW. Com a

resolução, o consumidor de energia elétrica poderá instalar pequenos geradores em sua

unidade consumidora (por exemplo, painéis solares fotovoltaicos). A energia gerada é

usada para abater o consumo de energia elétrica da unidade consumidora.

Apesar dos elevados custos de implementação e baixa eficiência desse sistemas, em

Julho/2012 foi divulgado um estudo pela Empresa de PesquisaEnergética (EPE), do Mi-

nistério de Minas e Energia, afirmando que a produção residencial de energia solar já é

economicamente viável para 15% dos domicílios brasileiros. O estudo aponta ainda que

a produção de energia solar em grande escala ainda é inviável, mesmo com incentivos

governamentais. De acordo com a pesquisa da EPE, o custo da geração nas residências

brasileiras, a partir de um equipamento de pequena potência, é R$ 602 por megawatt-hora

(MWh), mais barato do que a energia vendida por dez das mais de60 distribuidoras de


energia do país. Por outro lado, o estudo mostra que a geraçãocentralizada, isto é, pro-

duzida em larga escala por usinas comerciais, ainda não é viável economicamente. Hoje,

o custo de produção da energia solar gira em torno de R$ 405 porMWh, enquanto a mé-

dia do preço de outras fontes de energia, nos últimos leilõesdo governo, foi R$ 150 por

MWh.

O grande empecilho para o desenvolvimento de sistemas fotovoltaicos está relaci-

onado ao baixo rendimento da conversão de energia solar em elétrica. Neste aspecto,

podem-se citar três fatores principais que influenciam diretamente o rendimento dessas

estruturas: a estrutura molecular da célula fotovoltaica,ou seja, o tipo de material que

compõe o módulo; o rastreamento da máxima potência do módulofotovoltaico; a eficiên-

cia do sistema de interconexão dos painéis á rede elétrica.

A baixa eficiência na conversão de energia dos módulos fotovoltaicos tem estimu-

lado a busca de estratégias de controle que possibilitem um melhor rendimento destes

sistemas. No cenário atual, os módulos com melhores índicesconseguem converter em

energia elétrica algo em torno de 24% da energia que é irradiada sobre a superfície da es-

trutura (projetos teóricos convertem 30%). No entanto, nãoé garantido que toda a energia

disponível no módulo seja convertida em energia elétrica e possa ser injetada na rede, ou

consumida por uma carga em aplicações isoladas (stand-alone). Tradicionalmente, para

que o módulo trabalhe em torno de seu rendimento máximo é utilizado uma estratégia

de seguidor de máxima potência denominada MPPT (do inglês,maximum power point

tracking). O seu emprego é extremamente importante em sistemas de energia fotovol-

taica. Seu correto desempenho irá garantir o melhor aproveitamento da energia elétrica

convertida no módulo, e por este motivo, o MPPT é parte essencial de um sistema foto-

voltaico. O MPPT tem por função monitorar a todo o instante a energia que é convertida

no módulo, garantindo que seja entregue a máxima potência disponível para as condições

de temperatura e irradiância que o sistema está submetido. Desta forma, o MPPT é res-

ponsável por otimizar o desempenho de conversão da geração.Atualmente se dispõe de

uma grande variedade de métodos com diversas estratégias que variam em complexidade

do algoritmo, custo de implementação, número de sensores, velocidade de convergência

para se atingir a máxima potência e faixa de eficácia.

1.1 Objetivos

O presente trabalho propõe o desenvolvimento de uma estratégia de controle voltada

ao rastreamento da máxima potência em sistemas de energia solar. Diferentemente do

convencional, a estratégia proposta está baseada no balanço de potência do sistema fo-


tovoltaico. Neste sistema será priorizada o desenvolvimento de tecnologias com menor

custo de implementação. Neste aspecto, o sistema será implementado com um número

reduzido de sensores. O controle das correntes de saída do sistema fotovoltaico é feito

de forma indireta, analisando as correntes de saída da rede no referencial vetor tensão,

permitindo assim, além de injetar potência (caso a energia produzida seja maior que o

consumo), corrigir o fator de potência e as correntes harmônicas no ponto de acoplamento

comum (PAC) entre a rede e o sistema fotovoltaico.

Objetivos Específicos:

• fazer um detalhamento dos principais métodos de rastreamento de máxima potência

em sistemas fotovoltaicos;

• propor algorítimo de rastreamento de simples implementação baseado no método

Perturbação e Observação;

• avaliação do sistema proposto mediante ensaios em plataforma de simulação;

• desenvolver uma plataforma experimental fotovoltaica de 10 kW (trifásica) e duas

plataformas monofásicas de 1 kW;

• implementar o algoritmo de seguidor da máxima potência (MPPT) e

• avaliação do desempenho experimental, mediante comparações com métodos con-

vencionais.

1.2 Contribuições

As principais contribuições desenvolvidas neste trabalhosão:

• obtenção de um método para rastreamento da máxima potência baseado no balanço

de potência do sistema;

• proposição de uma estrutura de rastreamento com menor custo, e número reduzido

de sensores.

Os resultados obtidos no trabalho de dissertação são apresentados na Tabela 1.2.


Tabela 1.2: Listagem das contribuições.

Evento/Periódico Título Autores

CBA Estratégia não Convencional

para Controle de Sistemas de

Interconexão de Fontes de Ge-

ração Renováveis com a Rede

Elétrica Monofásica

R.L.A. Ribeiro, F.H. Nasci-

mento, R.L. Barreto,T.O.A.

Rocha, C.S. Azevedo

IECON Non-standard Control Strategy

for Grid-tied Single Phase Sys-

tems with Power Quality Com-

pensation

R.L.A. Ribeiro, R.L. Bar-

reto,T.O.A. Rocha, C.S.

Azevedo

APEC Enhanced Power Quality Com-

pensation in PV Single-Phase

Grid-Tied Systems

R.L.A. Ribeiro, T.O.A. Ro-

cha, R.L. Barreto, C.S.

AzevedoCOBEP Wavelet-Based Fault Detection

in Grid-Connected Photovoltaic

Systems

R.L. Barreto, T.O.A. Ro-

cha, C.M.S. Neto, F.B.

Costa and R.L.A. Ribeiro

1.3 Organização do Trabalho

O trabalho é apresentado em 6 capítulos:

• Capítulo 1: Apresenta-se o panorama da energia fotovoltaica no Brasil e no mundo,

demostrando a motivação para o desenvolvimento do trabalho;

• Capítulo 2: É apresentado o estado da arte dos sistemas de rastreamento de máxima

potência, a divisão dos métodos e a tendência de desenvolvimento desses sistemas,

assim como o detalhamento do método proposto;

• Capítulo 3: Apresenta-se a descrição detalhada do sistema de controle proposto,

empregado no sistema fotovoltaico, o princípio de operação, as tecnologias envol-

vidas e a modelagem dinâmica do painel fotovoltaico;

• Capítulo 4: São apresentados os resultados de simulação obtidos a partir da plata-

forma PSIM;

• Capítulo 5: São descritos os resultados experimentais desenvolvidos no núcleo LE-

PER/UFRN.

• Capítulo 6: Apresentam-se as conclusões do trabalho, os aspectos positivos, nega-

tivos e sugestões de estudo.

Capítulo 2

Estado da Arte

A busca de extração da máxima potência em sistemas de geraçãofotovoltaica tem

sido alvo de estudos desde o seu surgimento. As primeiras pesquisas foram desenvolvidas

pela NASA e visavam a utilização desses sistemas para geração de energia em satélites e

sondas espaciais. O avanço da tecnologia, junto ao desenvolvimento teórico do modelo

dos módulos proporcionaram o desenvolvimento de novas técnicas. Neste capítulo, são

abordados as principais técnicas de seguidores de máxima potência, com o objetivo de

mapear seus avanços para os sistemas fotovoltaicos.

2.1 Rastreadores de Máxima Potência em Sistema Foto-

voltaico

O modelo do módulo fotovoltaico é descrito por equações não lineares e exponenciais

de ordem elevada. Estas equações relacionam a corrente e a tensão do módulo em função

das condições de irradiância, temperatura e de suas características físicas construtivas,

provenientes da dopagem do material. Das características do módulo, observa-se que

quanto maior a corrente terminal, a tensão do módulo tende a diminuir, até que a corrente

circulante seja máxima (corrente de curto circuitoICC). Para cada condição de operação

(temperatura e irradiância) do módulo, existe uma região detrabalho (tensão e corrente)

na qual a potência extraída é a máxima possível. Esse ponto é denominado de MPP (do

inglês maximum power point).

Na Figura 2.1, é apresentada a curva da potência de saída do módulo fotovoltaico, em

função da variação da tensão terminal. Neste gráfico existe uma tensão específica em que

o módulo fotovoltaico fornece a máxima potência. Esta tensão é denominada de tensão

de máxima potênciaVMP (do inglês,voltage o f maximum power). O VMP não é fixo e

seu valor pode variar em função da irradiância e da temperatura que o módulo é subme-

CAPÍTULO 2. ESTADO DA ARTE 8

tido. Por isso, pequenas mudanças de radiação, da temperatura ambiente, ou mesmo da

temperatura do módulo PV, pode fazer com que o ponto de operação se distancie do MPP,

levando o sistema a ter perda de rendimento. Módulos com diferentes tecnologias, subme-

tidos às mesmas condições de operação, podem terVMP distintos, pois essa característica

está ligada ao material utilizado na construção da célula fotovoltaica.

40

50

20

30

0

10

Potê

nci

a [W

]

60MPP

VMP 2520151050

Tensão [V]

30

Figura 2.1: Curva característica potência tensão (P-V) do módulo solar

O efeito da não-linearidade no comportamento dinâmico da célula fotovoltaica pode

ser observado nos gráficos de potência e Corrente X Tensão. NaFigura 2.2, observa-

se que a operação na vizinhança da corrente de curto circuitoICC resulta em pequenas

oscilações da corrente. Nesta condição de operação o módulocomportasse como fonte de

corrente. De forma similar, quando trabalha com tensões próximas aVOC, o módulo opera

como uma fonte de tensão. Desta forma, a obtenção da máxima potência pode ser obtido,

alterando-se a tensão terminal, ou regulando-se a correnteterminal. Isso demonstra que o

ponto de máxima potência esta associado a uma corrente de máxima potênciaIMP e uma

tensão de máxima potênciaVMP.


100

125

50

75

0

25

Potê

nci

a [W

]150

MPP

2520151050Tensão [V]

30VMP VOC

IMP

ICC

4

5

2

3

0

1

Corr

ente

[A

]

6

Figura 2.2: Curva característica da potência tensão (P-V) ecorrente tensão (I-V) do mó-

dulo fotovoltaico

O controle sobre o ponto de operação do módulo pode ser viabilizado de duas formas:

(i) por meio do uso de um conversor CC-CC conectado aos terminais do painel, como

ilustrado na Figura 2.3.a, ou (ii) por intermédio de um conversor CC-CA (Figura 2.3.b).

Os sistemas fotovoltaicos que utilizam dois conversores para a conexão do painel à rede

são denominados sistemas com dois estágios. Neste caso, o conversor CC-CC é respon-

sável por realizar o MPPT, o conversor CC-CA injeta a energiagerada na rede elétrica.

Quando o sistema fotovoltaico utiliza apenas um conversor CC-CA denomina-se sistema

fotovoltaico de estágio simples, o conversor é responsávelem realizar o MPPT e injetar a

energia gerada na rede.

CC/CC

Conversor

CC/CA

Conversor

Painel Controledo MPPT

Injeçãode Potência

Rede

a)

CC/CA

Conversor

Painel Controle do MPPTe Injeção de Potência

Rede

b)

Figura 2.3: Conexão do sistema fotovoltaico. a) utilizandodois estágios b) utilizando

estágio único.

A variação do ponto de operação do módulo para o sistema de dois estágios está

diretamente ligada à mudança do ciclo de trabalho (duty cycle) do conversor CC-CC,

enquanto que a mudança do ponto de operação do módulo para o sistema de estagio


único é dependente da variação do valor do barramento CC.

2.2 Métodos Diretos

As técnicas MPPTs são classificadas em dois grupos: (i) métodos diretos e (ii) mé-

todos indiretos. Nesta seção serão abordados os principaismétodos diretos. Neste grupo

estão incluídos os sistemas de seguidores da máxima potência que utilizam a medição de

grandezas elétricas sem a necessidade do conhecimento das características físicas do mó-

dulo, denominados busca direta. Nesta abordagem, o melhor ponto de operação se torna

independente das condições de operação do sistema fotovoltaico. Por esse motivo, esses

métodos são mais eficientes e permitem uma melhor aproximação do rendimento máximo

do módulo PV. São classificados como métodos diretos: (i) perturbação e observação, (ii)

condutância incremental, (iii) realimentação de tensão e (iv) realimentação de corrente

(V.SALAS E.OLIAS, 2006).

2.2.1 Perturbação e Observação

O método da perturbação e observação é a técnica mais utilizada em sistemas foto-

voltaicos, devido a sua simplicidade e desempenho satisfatório. Nos últimos anos, esse

método tem se tornado alvo de pesquisas, incorporando por exemplo: perturbações não

lineares, lógica fuzzy e algoritmos de adaptabilidade em sua estrutura de controle. O

método consiste em aplicar uma perturbação no sistema e monitorar sua resposta. Na

Figura 2.4 apresenta-se a resposta do sistema para uma perturbação negativa e positiva

a partir de dois pontos de operação distintos. Caso uma perturbação positiva resulte em

um acréscimo positivo de potência fornecido pelo módulo, significa que o sistema está

caminhando na direção do ponto de máxima potência. Caso contrário, ou seja, uma per-

turbação positiva resulte em um decréscimo de potência, o sistema caminhará no sentido

oposto, o que fará com que na próxima perturbação ele tenha uma trajetória no sentido

contrário. Na Tabela 2.1 pode-se observa o resumo da descrição do método.


40

50

20

30

0

10

Potê

nci

a [W

]60

2520151050

Tensão [V]

30

(+)(-)

Aumento

Redução

Sentido da Perturbação

Aumento

Redução

(+)(-)

Sentido da Perturbação

Figura 2.4: Comportamento da variação da potência para uma perturbação de tensão.

Tabela 2.1: Visão geral do algoritmo perturba e observa (P&O).

Sentido da Perturbação atual Variação de Potência Sentido da Próxima Perturbação

Positiva Positiva Positiva

Positiva Negativa Negativa

Negativa Positiva Negativa

Negativa Negativa Positiva

O sistema com o seguidor P&O sempre convergirá para a proximidade do ponto de

máxima potência. Como o processo é repetido periodicamente, a existência da pertur-

bação persistente proveniente do método, sempre causará uma oscilação indesejada em

torno do MPP. De uma forma geral, espera-se que a busca ao ponto de máxima potência

se estabilize sem oscilações. Pode-se conseguir menores oscilações reduzindo o tama-

nho do incremento da perturbação. Porém, existe uma relaçãode dependência entre o

tempo de rastreamento (velocidade de convergência) e a oscilação da potência em regime

permanente.

O método de perturbação e observação é proposto inicialmente alterando-se o refe-

rencial de tensão ou corrente do sistema, essa referência recebe um incremento ou decre-

mento fixo (perturbação), a partir da análise do comportamento da potência fornecida pelo

módulo. A tensão de referência é regulada por uma malha de controle interna, utilizando

um controlador proporcional-integral (PI) ou histerese ( ver Figura 2.5), esta técnica de

MPPT é denominada P&O convencional com perturbação fixa.


PI PainelBoost

Micro controlador Estrutura Física

VREF +

-

Dutycicle

+-MPPT

VPAINEL

IPAINEL

Figura 2.5: Diagrama de Blocos do MPPT perturba e observa (P&O) convencional.

O método Hill Climbing é uma modificação na estrutura de controle do P&O con-

vencional. A perturbação passa a ser inserida no ciclo de trabalho do conversor que esta

conectado ao módulo (estrutura de dois estágios). Desta forma, o incremento resulta di-

retamente na modificação do ponto de operação do sistema. O diagrama de blocos desse

método é apresentado na Figura 2.6. O método de Hill Climbingintroduziu uma simplifi-

cação no método P&O convencional a partir da eliminação da malha de controle interna.

Esse método tornou-se conhecido na literatura como P&O modificado com perturbação

fixa.

PainelBoost


VPAINEL

Dutycicle

+-

MPPT IPAINEL

Figura 2.6: Diagrama de blocos P&O modificado com perturbação fixa.

Na maioria dos casos, são utilizados dois sensores para as medições da tensão e da

corrente terminal. A potência é computada e analisada por meio de microcontrolado-

res (VEERACHARY; SENJYU; UEZATO, 2001;WOLFS; TANG, 2005a). Em ambos os méto-

dos convencional e modificado, o incremento é pré-determinado por estudos dirigidos ao

grupo de painéis a ser utilizado. Essa análise é feita visando um melhor aproveitamento

da estrutura de controle. A determinação do melhor valor de incremento é crucial para o

correto dimensionamento do projeto. Um incremento de valorelevado terá uma rápida di-

nâmica com melhor convergência, entretanto, resultará em grandes oscilações em regime

permanente. Um menor incremento levará um maior tempo de acomodação e ao atingir

o ponto de máxima potência, terá menores oscilações, contudo, devido às características


não lineares do módulo, uma pequena perturbação poderá não garantir que a potência

varie consideravelmente para produzir o efeito comparativo requerido, podendo levar o

sistema a instabilidade. Por este motivo, surgiram os primeiros trabalhos incorporando

técnicas de controle adaptativo para geração do valor de incremento do P&O. A ideia é

obter rápidas saídas de buscas e menores oscilações para os pontos próximos a região de

máxima potência. Al-Amoudi e Zhang (1998) propuseram um método para variar o valor

do incremento na busca ao MPP. O valor inicial da tensão de referencia parte de 10% da

tensão de circuito aberto. Desta forma, a medida que o controle se aproxima do MPP é

gerado a cada incremento, um decréscimo de 50% de seu valor atual, até que o valor do

incremento atinja 0,5% do valor da tensão em circuito aberto. Com isso, as características

não-lineares do módulo passam a ter representatividade significativa. A coleta da tensão

de circuito aberto está diretamente relacionada com a irradiância e a temperatura do meio.

Zhang, Al-Amoudi e Bai (2000) incluíram a variação do incremento de corrente ou tensão

a partir da medição da irradiância e temperatura do ambiente. Nesse trabalho o valor do

incremento é função das grandezas medidas em tempo real. Desta maneira, adaptou-se

o sistema nas condições em que está submetida. Patel e Agarwal (2009) optaram em va-

riar o incremento em função de uma faixa de operação. A potência total que é fornecida

pelo sistema é dividida em quatro faixas de operação, cada faixa corresponde a um valor

pré-determinado de incremento. Logo, as características de não-linearidade são também

incluídas no modelo. Esses métodos são denominados de convencionais com perturbação

variável. Visando melhor convergência e menor oscilação emregime permanente, o mé-

todo de Hill Climbing também passou por modificações. Nesta abordagem, foi inserida

a adição de um incremento adaptativo, que se mostra bastanteeficiente. Porém, o fato de

incluir nos cálculos, variações de potência, torna o métodosensível às escolhas das cons-

tantes iniciais, principalmente quando o algoritmo é submetido a sistemas com grande

carga. Na Tabela 2.2 são exemplificadas algumas das modificações adaptativas propostas

(ABDELSALAM et al., 2011).

Tabela 2.2: Modificação no método P&O com perturbação adaptativa.

Referência Perturbação Conversor Processador

Chiang, Hua e Lin (2002) d(k+1)=d(k)±[∆p/∆d]

P/dBoost TMS320F240

Xiao e Dunford (2004) d(k+1)=d(k)±M[∆p]d(k)

Buck TMS320LF2407

Wolfs e Tang (2005a) d(k+1)=d(k)+ Mdpdv

Buck MSP430

Wolfs e Tang (2005b) d(k+1)=d(k)+ Mdpdv

Buck ADuC831


O método P&O modificado também se encontra na literatura utilizando técnicas de

controle moderno. Jain e Agarwal (2004) utilizam equações não-lineares para a adap-

tação do ciclo de trabalho do conversor. D’Souza, Lopes e Liu(2005) propuseram a

utilização de lógica fuzzy para a busca do MPP. Em ambos os casos, obteve-se ganho

quando comparado com as técnicas convencionais. No entanto, a desvantagem do uso de

controle moderno está relacionado a alta complexidade dos algoritmos e a necessidade de

um alto processamento, o gasto com a implementação de processadores mais poderosos

pode tornar o método inapropriado para aplicações de baixo custo.

2.2.2 Condutância Incremental

Hussein et al. (1995), propuseram um método alternativo ao P&O, também baseado

em amostragem sucessiva de tensão/corrente e curva de potência. A idéia surgiu a partir

da análise gráfica da curva P-V do módulo fotovoltaico. Caso osistema esteja atuando no

lado esquerdo do ponto de máxima potência, a resposta a um incremento de tensão resulta

em uma derivada positiva, caso esteja no lado direito a derivada passa a ser negativa. Se

estiver na região de máxima potência essa derivada é zero. Aosubstituir e expandir a

potência pelo produto cruzado da tensão pela corrente, obtém-se uma equação dependente

da condutância e da variação da condutância do sistema. Na Tabela 2.3 é apresentado o

resumo da ideia geral do método.

Tabela 2.3: Análise do MPPT em função da condutância do sistema.

Análise Localização

∆I/∆V = -I/V no MPPT

∆I/∆V > -I/V lado esquerdo MPP

∆I/∆V < -I/V lado direito MPP

Caso exista uma mudança de radiação ou temperatura, essa será observada a partir

da leitura da variação de condutância. Com isso, o sistema calculará uma nova tensão

de referência, baseada na posição em que o sistema está atuando. A tensão de referência

passa por uma malha de controle interno utilizando um controlador PI ou por histerese.

Igualmente ao método P&O, o valor de projeto para o incremento é de suma importância.

O seu correto dimensionamento define a velocidade do rastreamento. Para a medição da

tensão e da corrente são necessários dois sensores para cadapainel, além de um rápido

processador de dados para realizar com maior precisão os cálculos numéricos envolvidos.

Esse método é bastante semelhante ao P&O convencional, a diferença está centrada na


análise da resposta á perturbação.

2.2.3 Realimentação da Tensão e Corrente

A primeira utilização da realimentação da tensão (corrente) em uma malha de con-

trole surgiu junto ao método convencional P&O, a ideia foi então expandida para alguns

métodos posteriores, como da condutância incremental. Atualmente, a malha de controle

de tensão ou corrente é parte funcional da maioria dos MPPTs.A realimentação da tensão

passa por um controlador convencional do tipo PI ou de estrutura mais simples, tal como

o controlador por histerese. A saída do controlador atua no ciclo de trabalho do conversor

para manter a saída do módulo (tensão ou corrente) próximo dareferência, como ilustrado

na Figura 2.7.

PI PainelBoost


VREF VPAINEL+

-

Dutycicle

+-

Figura 2.7: Diagrama de Blocos da estrutura de MPPT com tensão de referência.

O uso desse seguidor é encontrado em sistemas de baixo custo que necessitam de

maior simplicidade. O método pode ser implementado utilizando componentes eletrô-

nicos simples. Maheshappa J. Nagaraju (1998), desenvolveram um circuito de controle

fixando uma tensão e exemplificando o método da realimentação. Hua e Shen (1998),

no mesmo ano propuseram uma estratégia de controle, no qual édefinida um valor para

a tensão de referência que pode variar em função do circuito equivalente da carga e da

potência instantânea fornecida pelo módulo. A simplicidade desse método resulta em um

rastreamento pouco eficiente, além de não contar com auxílios de baterias para o armaze-

namento de energias.

2.3 Métodos Indiretos

Nos métodos indiretos, o monitoramento da máxima potência disponível só é possí-

vel se existir um conhecimento prévio de algumas das características físicas do módulo.


Por esse motivo, eles são denominados métodos indiretos. Emalguns métodos indiretos,

as características físicas necessárias já são informadas pelo fabricante, em outros existe

a necessidade da realização de um ensaio para a obtenção das constantes e das caracte-

rísticas das curvas PV, não informada pelo fabricante. As características relacionam as

variáveis de controle (tensão, corrente, irradiância e temperatura) à eficiência do sistema

de geração. Por este motivo, os métodos indiretos restringem a estimação ao grupo de

módulo ensaiados e não podem ser expandida a outro grupo com características distintas.

Os métodos indiretos determinam uma aproximação do ponto demáxima potência para

uma irradiância e temperatura, por isso não é possível determinar com precisão o MPP

para uma condição de operação distinta. Os principais método indireto são: (i) aproxima-

ção da curva de potência, (ii) análise de tabela, (iii) observação de circuito aberto e (iv)

observação de curto-circuito.

2.3.1 Aproximação da Curva de Potência

Villalva, Gazoli e Filho (2009) propuseram a modelagem simplificada das característi-

cas não lineares do módulo PV, utilizando uma nova abordagemcomposta pela associação

de fontes de corrente, diodos e resistência. Apesar de menoscomplexo, o resultado do

modelo proposto já é consolidado na literatura atual, se assemelhando ao trabalho desen-

volvido por Kennerud (1969), onde surgiu um dos primeiros modelos para os módulos

fotovoltaicos. De uma forma geral, a modelagem composta porequações exponenciais e

aproximações matemáticas torna seu uso inadequado em aplicações de tempo real. Isso

é decorrente da necessidade de resolução dos cálculos numéricos, que exigem bastante

processamento. Hamdy (1994) propôs obter a aproximação para a curva de potência com

equações simplificadas do modelo módulo. A vantagem da aproximação da curva está as-

sociada a um menor custo computacional. A curva é baseada na tensão de circuito aberto,

na corrente de curto circuito e nos valores de tensão e corrente para o ponto de máxima

potência fornecido pelo fabricante. Em função da equação dacurva de potência, obtêm-se

o valor de tensão correspondente ao MPPT. Neste método, as condições de temperatura e

irradiância estão diretamente ligadas aos valores instantâneos da corrente de curto circuito

e da tensão de circuito aberto, o que torna a aproximação bastante eficaz. Takashima et

al. (2000) propôs a aproximação da curva P-V por uma equação de terceira ordem. Nesta

equação, os coeficientes são obtidos através de uma sequência de amostragens da tensão

e da potência. Ao definir a equação característica da curva, pode-se determinar o valor

da tensão que gera a máxima potência. Este método pode ser utilizado sem a necessidade

de um estudo prévio do módulo. O método da aproximação por curvas pode também ser


realizado medindo-se apenas a temperatura ambiente e a irradiância (KHATIB A. MOHA-

MED; SOPIAN, 2010). Ele propõe uma relação de quarta ordem entre a tensãoe a potência,

onde os coeficientes são determinados em função da irradiância e da temperatura por uma

equação de terceira ordem. A relação entre os coeficientes e atemperatura é feita por

meio de análises físicas, o que torna o método apropriado para um grupo específico de

módulos, já que o controle é realizado em malha aberta. Pode-se obter uma eficiência de

89,9% da máxima potência disponível no módulo.

2.3.2 Análise de Tabela

Ibrahim et al. (1999), propõe a análise de tabela para rastrear o MPP, esse sistema

de controle faz uso de uma tabela armazenada dentro da memória do processador digital

de sinais. A tabela é montada, comparando-se a tensão de circuito aberto do módulo,

com a tensão de referência da máxima potência. Os dados são obtidos para diversas

condições de irradiância. Desta forma, o sistema de monitoramento auxilia na decisão

da tensão de referência, com base nos dados de tensão do circuito aberto. A tensão de

referência é imposta por uma malha de controle interno implementada por um controlador

PI convencional. A saída do controlador altera o valor do ciclo de trabalho do conversor

rastreando o MPP. Apesar do baixo custo de implementação, o MPPT necessita de uma

maior quantidade de memória para armazenar o vetor com as informações. O sistema deve

ser projetado para um grupo específico de módulos, o que pode tornar seu uso impróprio

para aplicações em dispositivos existentes no mercado.

2.3.3 Observação de Circuito Aberto

O rastreamento do ponto de máxima potência pode ser realizado com base em uma

aproximação linear entre a tensão de circuito aberto e oVMP. Isso porque a tensão de

circuito aberto varia basicamente quando ocorre uma variação de temperatura, como pode

ser visualizado na Figura 2.8. Neste caso, o estudo é realizado levando em consideração

uma irradiância fixa.


4

5

2

3

0

1

Corr

ente

[A

]6

Aumento da Temperatura

120ºC 75ºC 25ºC 2ºC

Diminuição do VOC

2520151050Tensão [V]

30

IMP

Figura 2.8: Curva corrente tensão do módulo com variação de temperatura

Ibrahim et al. (1999), realizou um experimento em que a tensão de referência é fixada

em um percentual da tensão de circuito aberto do módulo. Paraa utilização deste método,

é necessário um estudo prévio, onde é determinada a constante de proporcionalidade entre

VOC e VMP. Essa constante pode variar em função da característica física do módulo.

O monitoramento da tensão de circuito aberto pode ser realizado diretamente no painel.

Porém é comum o uso de uma célula piloto, evitando assim perdas de potência no sistema.

A célula piloto guiará o sistema de controle no estabelecimento da tensão terminal no

painel. As suas características físicas devem ser iguais aogrupo de módulo utilizado.

Como a tensão de máxima potência é uma fração da tensão de circuito aberto, esse método

é conhecido comoFractional Open−Circuit Voltage(FOCV).

2.3.4 Observação de Curto - Circuito

De forma similar ao método da observação de Circuito-aberto, a corrente de referência

que resulta no ponto de máxima potência pode ser aproximada por uma fração da corrente

de curto-circuito (MASOUM; DEHBONEI; FUCHS, 2002). Essa relação de linearidade é fun-

ção da característica física do módulo. A corrente de máximapotência varia entre 78

e 92% da corrente de curto-circuito. Pode-se observar na Figura 2.9 que a variação de

irradiância modifica oICC, mantendo a tensão basicamente constante.


4

5

2

3

0

1

Corr

ente

[A

]6

2520151050Tensão [V]

30

Red

uçã

o d

a Ir

radia

ção

Red

uçã

o d

e IC

C

1000 W/m²

800 W/m²

500 W/m²

250 W/m²

Figura 2.9: Curva corrente tensão do módulo com variação de irradiância.

A maior dificuldade para a utilização desse método é a necessidade de provocar o

curto-circuito do arranjo dos módulos. Além da perda de potência, o método é pouco

eficiente pois resulta em um ponto de operação incerto. A maioria das aplicações en-

volve o uso de processadores de sinais, com uma simples malhade controle de corrente,

utilizando-se controladores convencionais do tipo PI ou Histerese. Na Tabela 2.4, é apre-

sentado um resumo dos MPPT’s, comparando-se as suas características de operação.

2.4 Descrição do Método Proposto

O método proposto é uma contribuição ao algoritmo convencional de rastreamento

P&O. Tradicionalmente, o referido método é desenvolvido observando-se a resposta da

potência fornecida pelo sistema fotovoltaico. Para isso, são mensuradas, a todo o instante,

a corrente e a tensão terminal do módulo fotovoltaico. A técnica proposta visa determinar

o ponto de máxima potência de forma indireta, a partir do balanço de energia, obtido pela

observação das grandezas elétricas da rede primária.

2.4.1 Caracterização do Método de Perturbação e ObservaçãoTra-

dicional

Para rastrear o ponto de máxima potência do módulo, o sistemade controle MPPT

gera uma perturbação no sistema fotovoltaico. Essa perturbação pode ser inserida na

referência de tensão, de corrente, ou na razão cíclica do conversor CC-CC existente na


estrutura composta por dois estágios de conversão. Esta perturbação consiste na alte-

ração do ponto de operação do painel fotovoltaico, incrementando ou decrementando a

referência de tensão, corrente ou razão cíclica que determinam o seu ponto de operação.

Na Figura 2.10 são apresentadas algumas das opções clássicas de implementação destas

técnicas. Na Figura 2.10.a, a perturbação é inserida na malha de controle que define a

corrente de referencia do painel, na Figura 2.10.b, a pertubação é inserida na referência

de tensão terminal do painel, já na Figura 2.10.c, a pertubação se encontra na razão cíclica

do conversor CC. A alteração destas referências modifica a região de operação do sistema

fotovoltaico, podendo aumentar ou diminuir o fornecimentode potência proveniente do

painel.


Dutycicle


Dutycicle


Dutycicle

Perturbação

Perturbação

Perturbação

PWM

PWM

PWM

+-

+-

+- Boost

Boost

Boost Painel

Painel

PainelPI

PI

IPainel

VpainelVref

Iref +

+

+

+

-

-

d

d

d

(a)

(b)

(c)

Figura 2.10: Principais pontos de inserção da perturbação do método P&O.

Como a relação entre a corrente e a tensão terminal do painel énão-linear, após inser-

ção da perturbação, o sistema pode aumentar ou diminuir a tensão e a corrente terminal,

em função das condições de temperatura e irradiância. Destaforma, caberá ao sistema de

controle de MPPT avaliar se a nova referência irá proporcionar um acréscimo no forne-

cimento de potência do painel. Caso isso não ocorra, na interrupção seguinte, o sistema

mudará o sentido da perturbação inserida. Na Figura 2.11 é apresentado um fluxograma


do algoritmo de rastreamento, P&O.

Decremento daPerturbação

Incremento daPerturbação

Análise daPotência

Análise daPotência

A potênciaAumentou?

A potênciaAumentou?

Sim

SimNão

Não

Figura 2.11: Fluxograma do MPPT perturba e observa

No algoritmo de rastreamento P&O, quando a perturbação é inserida na malha de

controle (tensão ou corrente de referência) esse algoritmoé denominado perturbação e

observação convencional. Caso a perturbação seja inseridana razão cíclica do conversor,

esse algoritmo passa a ser denominado P&O modificado. A grande vantagem da utili-

zação do método P&O modificado é a redução da malha de controleinterna, utilizada

para regular a corrente ou tensão. Porém, esta técnica é destinada a aplicações de siste-

mas fotovoltaico com dois estágios, podendo ser adaptada para sistemas de estágio único

inserindo uma pertubação equivalente nas leis de controle do PWM.

2.4.2 Descrição das Alterações no Método P&O

O sistema de controle proposto neste trabalho considera a estrutura de conversão com

dois estágios. Nesta estrutura, o primeiro estágio é composto por um conversor CC-CC do


tipo boost, responsável pelo rastreamento do MPPT no painelfotovoltaico. O algoritmo

de rastreamento proposto neste trabalho é do tipo P&O modificado. A perturbação é

inserida na razão cíclica do conversor CC-CC.

A estrutura de conversão com dois estágios foi escolhida em função da sua maior

flexibilidade de controle. Ademais, a utilização do sistemacom estágio único, também

traduz-se em um baixo desempenho. Isto ocorre porque esses sistemas utilizam a malha

de controle do barramento CC para implementação do MPPT do painel. Esse rastrea-

mento é feito alterando-se a referência de tensão do barramento CC. Quando a referência

de tensão do barramento CC é alterada, a variação da condiçãode operação do inver-

sor pode resultar em distorção harmônica nas correntes de saída. Assim, o emprego do

método P&O nesta estrutura de controle, tem se mostrado desfavorável.

Diferentemente do P&O convencional, o método proposto não analisa a potência for-

necida pelo painel fotovoltaico, analisando sua tensão e corrente terminal. Ao contrário,

essa análise é feita de forma indireta por meio do balanço de potência do sistema. Assim,

torna-se desnecessário o uso de sensores de tensão e corrente no terminal do painel. Para

o entendimento desta técnica, considere um sistema padrão,composto por uma rede elé-

trica, um conversor CC-CA, que interliga os painéis fotovoltaicos ao PAC e, uma carga

que representa o consumo de energia do sistema. Na Figura 2.12 pode-se visualizar este

sistema para 4 casos de fornecimento de potência. No primeiro caso, a energia da carga

é fornecida em sua totalidade pela rede ou seja, o painel fotovoltaico não injeta potên-

cia no sistema (Figura 2.12, 1o caso). Na situação seguinte, o painel fornece potência

ao sistema e a energia elétrica consumida pela carga, provémsimultaneamente das duas

fontes, conforme a Figura 2.12 (Caso 2). No terceiro caso a potência fornecida pelo pai-

nel é suficiente para abastecer a carga. Neste caso, não há fornecimento de potência pela

rede elétrica. Por fim, pode ocorrer do sistema fotovoltaicoter potência suficiente para

alimentar a carga e ainda injetar potência na rede elétrica (caso 4).

PVCar

ga

Rede

PVCar

ga

Rede

PVCar

ga

Rede

PV

Carga

Rede

Potê

nci

a in

jeta

da

1º Caso 2º Caso 3º Caso 4º Caso

Figura 2.12: Balanço de potência do painel PV


Para o desenvolvimento do algoritmo de rastreamento P&O é essencial que o controle

tenha informações referentes ao comportamento do sistema fotovoltaico após a pertur-

bação. Na técnica proposta, essa informação é obtida de maneira indireta, analisando a

potência fornecida pela rede elétrica. Caso a perturbação positiva, resulte em um decrés-

cimo de potência da rede, significa que após a perturbação o painel passou a injetar uma

potência maior na carga. O MPPT monitora, a todo instante, a potência que a rede for-

nece para a carga, através da medição das correntes da rede. Essas correntes passam por

uma transformação (123-dq) e são analisadas no referencial vetor tensão. O diagrama de

blocos simplificado do método é apresentado na Figura 2.13.

Transformada123-dqSensor

Is1

Vs

MPPTIsd

PWMConversor

CC-CC

d

Processamento de sinal

e

Is2Is3

Figura 2.13: Diagrama de blocos do MPPT proposto

De acordo com a Figura 2.13 o controle de MPPT atua minimizando a componente

Iesd da rede. Assim, considerando o balanço de potência, significa que o módulo está

fornecendo a maior potência disponível para o sistema.

A estratégia de controle P&O proposta, poderia ser implementada de forma direta,

analisando as correntes de saída do conversor CC-CA. Essas correntes também seriam

analisadas no referencial vetor girante, igualmente como descrito para o controle indireto.

A grande vantagem de se fazer o controle indireto está relacionada a compensação de

harmônicos e a elevação do fator de potência no ponto de acoplamento comum, essas

descritas no Capítulo 3. Esta estratégia possibilita ganhos no caso em que o consumidor

apresente cargas com baixo fator de potência e elevado índice de distorção harmônica.

2.5 Síntese do Capítulo

Neste capítulo foram apresentadas as principais técnicas de extração da máxima po-

tência em sistemas PVs, é feita de forma detalhada a topologia de integração do sistema à

rede para os diferentes métodos. Na Tabela 2.4 é apresentadoa comparação dos métodos

de rastreamento de máxima potência descritos (SUBUDHI; PRADHAN, 2013).


Tabela 2.4: Resumo comparativo das principais características dos MPPTs.

MPPT Analógico Digital Dtp TR Efic. CCom TS

P&O Sim Sim Não Variada Alta Baixa Tensão/Corrente

CI Não Sim Não Variada Alta Média Tensão/Corrente

RTC Sim Sim Não Rápido Baixa Baixa Tensão ou corrente

Tensão Aberta Sim Sim Sim Média Baixa Baixa Tensão

Curto Circuito Sim Sim Sim Média Baixa Baixa Corrente

Análise de Tabela Não Sim Sim Rápido Baixa Baixa Tensão

ACP Não Sim Sim Rápido Média Baixa Radiação/temperatura

P&O- Perturbação e observação; CI- Condutância incremental; RTC - Realimentação tensão corrente;

ACP- Aproximação da curva de potência, Dtp- Dependente do tipo de módulo; TR- Tempo de resposta;

CCom- Complexidade computacional; TS- Tipo de sensor.

Foi apresentada a estrutura de controle convencional do método perturbação e obser-

vação, tradicionalmente utilizado nos sistemas fotovoltaicos, as alterações propostas ao

sistema convencional e as implicações da utilização do controle direto e indireto. O algo-

ritmo de rastreamento da máxima potência proposto é detalhado por meio de diagrama de

blocos.

Capítulo 3

Estrutura de Controle e Modelagem

Genericamente, o sistema de controle utilizado nas duas topologias (monofásica e

trifásica) é composto por duas malhas em cascata. A malha interna é responsável pela

regulação da corrente injetada na rede elétrica, a malha externa é responsável pela regula-

ção da tensão no barramento CC. Sobre o controle de tensão do barramento CC, também

se efetua indiretamente o rastreamento da máxima potência,comumente denominado de

MPPT . Em relação aos controladores, na sua forma convencional, eles são basicamente

utilizados para impor um fluxo de potência à rede elétrica. Noentanto, esquemas de

controle alternativos têm sido propostos, nos quais, além da injeção de potência, também

controlam a qualidade de energia no PAC. Esta nova filosofia tem contribuído para garan-

tir a estabilidade global do sistema de potência. Neste trabalho, o controle de corrente é

implementado levando-se em conta esta abordagem.

3.1 Modelagem do Conversor de Potência Conectado à

Rede

O comportamento dinâmico do conversor de potência ligado a rede elétrica é de

grande utilidade para o dimensionamento dos ganhos dos controladores de tensão e cor-

rente. Sua análise pode ser obtida a partir do modelo equivalente. Na Figura 3.1 a fonte

vg representa a tensão chaveada gerada pelo inversor de tensão, i l a corrente de carga,vs

a tensão da rede.

CAPÍTULO 3. ESTRUTURA DE CONTROLE E MODELAGEM 26

P CA

n

isig

il

rg rslg ls

vsvg

Figura 3.1: Circuito equivalente do sistema conectado à rede

Aplicando-se a lei das tensões de Kirchoff a este circuito, obtém-se a seguinte equação

dinâmica:

vg−vs−vl =−(rg+ rs)is− (lg+ ls)disdt

(3.1)

onde a tensãovl pode ser dada por:

vl = rgi l + lgdildt

(3.2)

Considerando-se que os termosvs evl da Equação 3.1 são perturbações a serem compen-

sadas pela estratégia de controle, o modelo do sistema pode ser reescrito como:

v′

g =−rt is− ltdisdt

(3.3)

onde:rt = rg+ rs e lt = lg+ ls. A função de transferência apresentada na Equação (3.3) é

portanto:

Is(s)

v′

g(s)=−

1/lts+ rt/lt

=bs

s+as(3.4)

ondeas= rt/lt ebs=−1/lt . Estes parâmetros do modelo do sistemart e lt podem variar

em função do comportamento aleatório da carga não-linear. Além disso, o modelo do

conversor de potência conectado à rede tem ainda distúrbiosnão modeladosvs e vl cujas

dinâmicas são impostas pela carga ou pela rede elétrica.


3.2 Diagrama de Blocos das Plantas PV Trifásica e Mo-

nofásica

Na Figura 3.2 é apresentado o diagrama de blocos do esquema decontrole para a

planta fotovoltaica trifásica. Nesse diagrama, a tensão dobarramento CC é regulada por

um controlador proporcional integral (PI) comanti−windup. Ele gera o valor da am-

plitude da corrente de referênciaIesd no referencial do vetor tensão, que corresponde a

potência ativa do sistema. O ângulo de fase do vetor tensão noponto do acoplamento

comum é determinado com uso de um PLL. As correntes de fase de referência da rede

são obtidas com o auxílio da transformação 123-αβ. Com o intuito de evitar novas trans-

formações de referencial, são utilizados dois controladores com três graus de liberdade,

nos quais é empregado o princípio do modelo interno.

A função de transferência do controlador DSC é descrita na Equação 3.5 (JACOBINA et

al., 2001, 2000). Na função de transferência observa-se o princípio do modelo interno, de-

vido ao par de polos complexos, no denominador, além de outros dois graus de liberdade,

devido aos dois zeros, no numerador.

G(s) =P2s2+P1s+P0

s2+ω2s

(3.5)

O uso do controlador de dupla sequência associado ao controle indireto proporciona a

compensação de distúrbios no PAC. O ciclo de trabalho das chaves do conversor é obtido

com base na tensão de referência da saída do controlador. O PWM é gerado após a trans-

formação do referencial referencialαβ-123. A correnteIesd, que representa a componente

de potência ativa do sistema, é a base para a implementação doMPPT. A referência para

o controle do conversor CC é feita com base no método P&O.


-

-

vCC

*

vCC

-

PLLv

s1

sd

s*i

sq

si

PI

X

sq

s*

i

sds

i

senqs

qscos

123/

PWM

VSI+

vg1*

vg3*

vg2*Vdq

s

vsq

s*

vsds*

S

S

S

DSC

DSC

isde*

X

isde*

MPPTPWM

CC-CC+Filtro

sde*

i

Figura 3.2: Diagrama de blocos da estratégia de controle da planta PV trifásica.

No caso do sistema monofásico, o diagrama de blocos é apresentado na Figura 3.3.

Neste esquema, não é utilizada a transformação ortogonal 123-αβ, empregada comu-

mente nos sistemas trifásicos. A componente de referência do eixo direto no referencial

síncronoI ssd é sincronizada com a corrente de fase da rede elétrica. Através de um defa-

sador de 90 graus, gera-se um vetor de corrente imaginário, em quadratura com esta (I ssq).

A corrente defasada é a corrente beta no referencial estacionário. As correntes no refe-

rencial estacionário são transformadas para o referencialsíncrono, utilizando o ângulo de

referência do vetor tensão do PAC. Desta forma são geradas ascorrentesIesd e Ie

sq.


vCC

*

vCC

-

PLL

X

S

S

PI

isde*

Filtro

vs1

cos qs( )

isds*

isds

+-

s2+ ws2

s2 p1

p2

p0+ s+

PWM

HB-VSI

Grid-Tied

vg1s*

+

MPPT

PWM

CC-CC+ vg2

s* vg3s*

; ;

Figura 3.3: Diagramas de blocos da estratégia de controle daplanta PV monofásica.

3.3 Teoria das Potências Instantâneas PQ e DQ

Akagi, Kanazawa e Nabae (1984) propuseram os novos conceitos de potência ins-

tantânea ativa e reativa, válidos para regimes permanente etransitório, assim como para

formas de ondas genéricas de tensão e corrente. Esta teoria foi desenvolvida original-

mente para sistemas trifásicos a três fios com uma pequena menção a sistemas com neutro.

Posteriormente, ela foi estendida para sistemas trifásicos a quatro fios. Resumidamente,

esta teoria é baseada na transformação ortogonal de coordenadas de 123 paraαβ0, que

gera um sistema bifásico equivalente no referencial estacionário. Esta transformação é

também conhecida como Transformação de Clarke, em homenagem a sua propositora,

Engenheira Edith Clarke, (1943). Uma das vantagens desta transformação é a separação

de sua componente de sequência zero (v0 e i0). Além disso, é possível calcular direta-

mente as potências ativas e reativas (P e Q), em termos das componentesαβ0, bem como,

entender o fator de potência do sistema. Por exemplo, se o valor médio de Q for positivo

as correntes estão atrasadas (corrente indutiva) em relação às tensões de sequência posi-


tiva. As expressões das potências em termos deαβ0, são similares a forma tradicional

de cálculo das potência ativa e reativa no sistema trifásico, diferenciando-se apenas pelo

uso de valores instantâneos. A partir desta, Soares, Verdelho e Marques (2000) fizeram

uma adaptação, utilizando a transformação ortogonal de Park (AKAGI; KANAZAWA; NA-

BAE, 1984) no referencial vetor tensão, que resultou em variáveis superpostas em dois

eixos girantes, batizados de dq. A partir deste novo referencial, também foram calculadas

as potências ativa e reativa, com a vantagem de se trabalhar com grandezas constantes.

Neste novo modelo, foi demonstrado que para um sistema elétrico trifásico a três fios,

ou para um sistema elétrico trifásico balanceado a quatro fios, a parcela de potência ativa

instantânea do sistema está diretamente ligada à corrente no eixo D (Iesd) e que a parcela

de componente da potência instantânea reativa esta diretamente ligada à corrente do eixo

Q (Iesq). Os diagramas vetoriais relativos às referidas transformações são apresentados na

Figura 3.4. Com base nestas conclusões, vários métodos de controle têm sido propostos

para regulação das potências ativas e reativas em sistemas de potência e aplicações de

eletrônica de potência. O esquema de controle implementadoneste trabalho é também

baseado nestas teorias.

Is1

Is2

Is3

θ1

Ialfa /

Ibeta/

Isd

Isq

θ1

a) b)

e

e

Isds

Isqs

Ibeta/Isqs

Ialfa / Isds

Figura 3.4: a)-Transformada 123-αβ. b)-Transformadaαβ - DQ.

3.4 Controle da Tensão do Barramento CC

A tensão do capacitor é determinada pela diferença entre a corrente proveniente do

painel fotovoltaico (IPV, por intermédio do conversorboost) e a corrente de entrada do in-

versor (Icc). Para que a corrente que flui pelos capacitores do barramento CC tenha média

nula, essa diferença, em regime permanente, deve ser igual azero. Desta forma, a tensão


do barramento CC apresentará valor médio constante. Isto significa que a tensão dos ca-

pacitores do barramento CC pode ser controlada regulando-se a correnteIesd. Esta por sua

vez determina as amplitudes das correntes do lado CA do inversor, que por sua vez são

injetadas na rede. Assim sendo, pode-se dizer que a tensão dobarramento CC é regulada

indiretamente pela corrente de saída, baseado no balanço depotência ativa do sistema.

Como a lógica de controle é baseada no balanço de potência, o correto desempenho do

controlador de tensão se torna determinante para o sistema.Para conseguir impor um

fluxo de corrente, o valor da tensão do barramento CC deverá ser de no mínimo duas ve-

zes a tensão de pico da rede somada às quedas de tensões na impedância de acoplamento.

Considerando-se que as referidas restrições são atendidas, a correnteIesd corresponde à

amplitude das correntes do lado CA do inversor. No entanto, para que os controladores

de corrente consigam injetar essa potência na rede elétrica, há a necessidade de mudar

a natureza desta corrente, que sai do barramento CC como uma grandeza CC para uma

grandeza CA. Isto é feito, tomando-se como base o referencial determinado pelo vetor

tensão do PAC (Vs1).

3.4.1 Modelagem do Barramento CC

A função de transferência do barramento CC do sistema proposto é dada por:

VC(s)IC(s)

=1sC

(3.6)

ondeC é o capacitor do barramento CC. Para reduzir as flutuações presentes na medição

de tensão do barramento CC, utiliza-se um filtro passa baixa de primeira ordem, cuja

função de transferência é dada pela Equação 3.7:

Gv(s) =1

1+sτv(3.7)

ondeτv é a constante de tempo do filtro passa baixa. Desta forma o modelo dinâmico

resultante para o barramento CC do sistema pode ser representado como:

Vec (s)

Iesd(s)

=1

sC(1+sτv)(3.8)

A equação 3.8 tem um comportamento dinâmico de segunda ordem. Isso deve ser le-

vado em consideração nos critérios de projeto, pois a tensãodo barramento CC do sistema

apresenta uma componente harmônica de segunda ordem.


3.4.2 Projeto do Controlador do Barramento CC

O projeto do controlador do barramento CC é determinado pelouso doSymmetri-

cal Optimum Tuning Optimization(SOTO) (ASTROM; HAGGLUNG, 1995). Utilizando um

controlador proporcional integrativo, cuja função de transferência é mostrada na equação

3.9,

Gpi(s) =K(1+sτi)

sτi(3.9)

tem-se a função de transferência resultante, em malha aberta, mostrada na Equação 3.10

para o caso do barramento CC ser regulado pelo controlador PI.

Gor(s) =K(1+sτi)

Cτis2(1+sτv)(3.10)

O método SOTO é baseado na ideia de projetar um controlador cuja resposta em

frequência do ponto de operação da planta, em malha aberta, seja o mais próximo de 0 dB

para as baixas frequências. A função de transferência para ométodo de ajusteSOTO, para

um controlador com dois graus de liberdade é portanto (ASTROM; HAGGLUNG, 1995):

Gso(s) =w2

o(2s+wo)

s2(s+2wo)(3.11)

Ondewo é a resposta em frequência deGso(s). Observa-se que o diagrama de Bode

desta função de transferência é simétrico em torno da frequênciaw= wo. Portanto, para

que a função de transferênciaGor(s), Equação 3.10 seja idêntica a do symmetrical Optium

Gso(s) (Equação 3.11), é necessário que:

wo =1

2τv(3.12)

com o ganho do controlador dado por:

K =C

2τv(3.13)

consequentemente:

τi = 4τv (3.14)


3.5 Controle Indireto das Correntes na Rede

Nas estruturas convencionais, as correntes injetadas na rede elétricaIg1, Ig2 e Ig3 são

controladas de forma direta, com base do referencial de corrente, que pode ser gerado

segundo as teorias PQ ou DQ. Este tipo de controle garante a imposição das referidas

correntes a partir da geração das tensões de polo do inversor, Vg1, Vg2 eVg3 (Vg no caso do

sistema monofásico). Este sistema só permite injeção de potência ativa na frequência fun-

damental. Como a tendência atual é a adoção de um sistema que além de injetar potência

ativa, também controle a qualidade da energia no PAC, a saídaseria utilizar detectores de

harmônicos e implementar uma estrutura de filtro ativo de potência. Para simplificar a es-

trutura de controle, uma estratégia diferente foi implementada neste trabalho, denominada

de controle indireto. Neste esquema, as correntes da redeIs1, Is2 e Is3 (ou Is para sistema

monofásico) são reguladas indiretamente a partir da imposição das tensões de polo do

inversorVg1, Vg2 e Vg3 (Vg no caso do sistema monofásico). A adoção desta estratégia,

associada à utilização de um controlador não convencional,onde o princípio do modelo

interno é empregado, permite regular as correntes do PAC, deforma que estas sejam se-

noidais e em fase com suas respectivas tensões. Isso permitea compensação da distorção

harmônica e correção do fator de potência do PAC.

3.6 Controlador de Dupla Sequência

O controlador de corrente utiliza o princípio do modelo interno é denominado de

controlador de dupla sequência (DSC). Ele é composto por dois controladores, um para

a componente de sequência positiva e outro para a componentede sequência negativa.

Ambos os controladores atuam simultaneamente e suas saídassão somadas. O objetivo

desta estrutura não convencional é evitar a transformação ortogonal, garantir erro nulo em

regime permanente, para grandezas senoidais, e compensar eventuais desbalanceamentos

de corrente no sistema. Ele foi proposto inicialmente por Jacobina et al. (2001, 2000) e

em decorrência de sua confiabilidade e robustez, foi escolhido para a implementação das

malhas de correntes dos sistemas de geração monofásico e trifásico.

Genericamente, o modelo em espaço de estados do controladorde dupla sequência

pode ser dado por (JACOBINA et al., 2001, 2000):

dxsdqi

dt= 2kii εs

idq+xsdqi (3.15)


dxs′dqi

dt=−ω2

sxsdqi (3.16)

vs∗f dq = xs

dqi+2kpiεsidq (3.17)

ondekpi ekii são os ganhos do controlador eωs é a frequencia fundamental do sistema de

potência. A função de transferência do controlador de corrente no referencial estacionário

pode ser dada por:

Gc(s) =p2s2+ p1s+ p0

s2+ω2s

(3.18)

no qual, os ganhos do controlador são:p2 = 2kpi, p1 = 2kii e p0 = 2kpiω2s.

3.6.1 Projeto do Controlador de Corrente

O projeto do controlador de corrente dado pela função de transferência da Equação

3.18, pode ser realizado a partir da função de transferênciada Equação 3.4, por meio

do método tradicional do cancelamento de polos e zeros. Portanto, considerando que o

parâmetroas do sistema pode ser associado aos ganhoskpi ekii do controlador de corrente,

como:

as=kpi

kii(3.19)

Admitindo-se que a banda-passante do controlador de corrente pode ser dada por

ωc = bskpi, é possível determinar os ganhos do controlador em função dos parâmetros

do sistema (as ebs), o que resulta em:

kpi =ωc

bs(3.20)

e

kii =asωc

bs(3.21)

Diferentes metodologias de projeto podem ser empregadas para determinar os ganhos

do controlador de corrente. Aqui, a aproximação proposta para o projeto dos ganhos

obteve um bom desempenho para a malha de controle de corrente.


3.7 Rastreador de Máxima Potência - MPPT

Este bloco é responsável em determinar a razão cicla que o conversor CC-CC deverá

atuar para que o sistema fotovoltaico possa fornecer a máxima potência disponível para

a rede. Para a extração da máxima potência do painel fotovoltaico é proposta a técnica

de perturbação e observação (P&O) modificada, com incremento fixo. A saída do bloco

de controle atuará diretamente na razão cíclica do conversor boost. O rastreamento da

máxima potência do painel é implementado com base no balançode potência do sistema,

monitorando a componente do eixo direto das correntes no vetor tensão. Essa componente

corresponde a potência ativa instantânea que a rede está fornecendo à carga. O método

foi descrito em maiores detalhes no capitulo 4.

3.8 Phase Locked Loop - PLL

Para que se possa controlar o fator de potência do PAC e inserir a energia proveniente

das fontes fotovoltaicas, é necessário identificar o ângulode fase da tensão no PAC. A

identificação do ângulo é feita continuamente através de umaestrutura de controle deno-

minada PLL (do inglês, Phase locked loop). Existem duas técnicas tradicionais para a

obtenção do ângulo de fase das tensões. A primeira extrai o ângulo de fase através do

cruzamento da tensão por zero. A segunda técnica, amplamente empregada, detecta o

ângulo através de uma malha de controle utilizando um controlador PI. Esse rastreamento

pode ser baseado na geração de sinais em quadratura, utilizando a transformada de Clark

e Park.

3.9 Principio de Funcionamento do Módulo Fotovoltaico

O efeito fotoelétrico foi descoberto por Edmond Bequerel em1839. Em 1941, Russel

Ohl impulsionou o desenvolvimento da transformação da energia luminosa em elétrica

com a construção de células fotovoltaicas utilizando semicondutores de silício. A capaci-

dade de transformação luminosa em energia elétrica está diretamente associada à estrutura

atômica do material e consequentemente, a capacidade de condução da corrente elétrica.

O átomo é composto por elétrons localizados em orbitais. Os orbitais são divididos em

níveis de energia. Os elétrons que possuem maior energia estão localizados em orbitais

de maior energia. Quando, por interversão externa, o elétron deixa um orbital de maior

energia para o orbital de menor energia este desprende energia sob a forma de luz. Para

que o elétron possa se elevar à um orbital superior, este devereceber energia de uma


fonte externa, como a energia térmica ou luminosa. Quando umátomo passa a participar

da formação de um cristal (distância entre os átomos relativamente pequena), os elétrons

passam a ter interação com os átomos vizinhos, seja com as nuvens eletrônicas (forma de

repulsão entre cargas de mesmo sinal), ou com os núcleos (formas de atração), modifi-

cando a configuração dos níveis de energia. Para explicar o funcionamento da estrutura

atômica, após diversos modelos e teorias, a física quânticachegou à teoria das bandas de

energia, onde se estabelece que os elétrons da última camadado átomo possuem ener-

gias estáveis em determinadas bandas de energia, sendo a última banda denominada de

valência. A banda de valência representa as energias de valência permissíveis para que os

elétrons completem as ligações covalentes com os átomos vizinhos. A banda de condu-

ção representa os níveis de energia dos elétrons que receberam alguma forma de energia

(luminosa no caso das células fotovoltaicas) e não mais estejam ligados aos átomos, mas

sejam elétrons livres do material. Entre as bandas de valência e de condução existe uma

banda não habitada pelos elétrons, denominada banda proibida. A largura desta banda

proibida é quem determina a natureza do comportamento elétrico do material, que pode

ser condutor (banda proibida nula), semicondutor (banda proibida pequena, menor que 1

eV) e isolante (banda proibida grande, maior que 10 eV).

Os materiais podem ser classificados em função do comportamento elétrico nos con-

dutores, semicondutores e isolantes, tal como ilustrada naFigura 3.5. Condutores são

compostos moleculares onde a compactação da estrutura cristalina é grande o suficiente

para fazer entrelaçar as bandas de valência e de condução. Alguns elétrons de valência se

situam também na banda de condução, são os chamados elétronslivres. Semicondutores

são materiais onde a banda proibida é pequena (da ordem de 1 eV). Os elétrons saltam

para a banda de condução com relativa facilidade. A banda de condução só está vazia a

0 K (estado fundamental). As temperaturas mais altas fornecem energia para os elétrons

saltarem para a banda de condução. Os principais materiais semicondutores são o Silício

(Si) e o Germânio (Ge). Os materiais isolantes possuem uma banda proibida grande. Os

elétrons não conseguem normalmente passar da banda de valência para a banda de con-

dução. Somente campos elétricos muito altos podem remover os elétrons da banda de

valência, quando ocorre a ruptura do isolante.


Nível de energiaIsolante

Valência

Proibida

Condução

Valência

Condução

Valência

Condução

SemicondutorCondutor

Proibida

Figura 3.5: Classificação dos materiais de acordo com as propriedades elétricas.

O cristal de silício puro, também chamado material intrínseco, possui uma estrutura

com organização atômica regular, na qual os átomos são mantidos em suas posições por

ligações covalentes, formadas por quatro elétrons de valência associados a cada átomo de

silício. A temperaturas superiores ao zero absoluto, incluindo a temperatura ambiente,

algumas ligações covalentes são rompidas (fenômeno conhecido por ionização térmica)

e elétrons são liberados, passando para a faixa de condução,deixando uma vacância cha-

mada de lacuna. Os elétrons e as lacunas são os principais portadores de carga nos se-

micondutores. Nos semicondutores, o número de portadores de carga é pequeno sua

condutividade é da ordem de 50x103 Ω/cm para o silício. O aumento da condutividade

dos semicondutores pode ser conseguido por meio de um processo chamado de dopagem,

no qual são introduzidos átomos de outros elementos, tambémchamados de impurezas.

Quando são introduzidas impurezas de átomos pentavalentes(valência 5) como o An-

timônio (Sb), o Fósforo (P) ou Arsênio (As), um dos elétrons da impureza não se liga aos

átomos do semicondutor e passa a constituir um elétron livre. Dessa maneira, consegue-se

aumentar substancialmente o número de elétrons livres do material e, consequentemente,

aumentar sua condutividade. O material formado desta maneira passa a ter um excesso

de elétrons livre e é chamado semicondutor extrínseco do tipo n. De maneira similar, se

forem introduzidas ao semicondutor extrínseco, impurezastrivalentes (valência 3), como

o Boro (B), o Gálio (Ga) e o Índio (In), o semicondutor passa a ter excesso de lacunas e é

chamado semicondutor extrínseco do tipo p.

Na junção de um material semicondutor do tipo p com um material semicondutor do

tipo n forma-se um campo elétrico devido aos elétrons que migram da região n para a

região p e lacunas que migram da região p para a região n e criamíons na região de

interface dos dois materiais. Dispositivos formados a partir de junções p-n apresentam

propriedades de conduzir só em um determinado sentido, constituindo dispositivos cha-


mados diodos.

O princípio de operação das células fotovoltaicas se baseiana absorção de energia

luminosa por um material semicondutor na forma de uma estrutura do tipo diodo, cons-

truída com uma camada fina de material tipo N e outra com maior espessura de material

tipo P (ver Figura 3.6). Ao incidir luz sobre a célula fotovoltaica, os fótons incidentes

transferem energia para elétrons do material absorvente e se o valor da energia desses fó-

tons for maior do que a energia da função de trabalho dos elétrons, o fóton pode aumentar

o estado de energia do elétron ou mesmo liberar um elétron.

Luz

Jun

ção

PN (-)

(+)

Camada Tipo N

Camada Tipo P

Célula Fotovoltáica

Figura 3.6: Diagrama de uma junção PN operando como célula fotovoltaica.

Devido ao campo elétrico gerado pela junção P-N, os elétronssão orientados e fluem

da camada "P"para a camada "N". Por meio de condutores externos ligados às camadas P-

N ocorre a circulação de uma corrente devido ao fluxo de elétrons. A corrente elétrica que

flui através do dispositivo se mantém enquanto houver incidência de luz sobre a célula,

variando a sua intensidade proporcionalmente a esta incidência. Uma célula fotovoltaica

não armazena energia elétrica. Apenas mantém um fluxo de elétrons estabelecidos num

circuito elétrico enquanto houver incidência de luz sobre ela.

3.10 Modelagem do Módulo Fotovoltaico

Por se tratar de um dispositivo físico formado pela junção desemicondutores, as equa-

ções matemáticas que o descrevem são provenientes da físicaquântica e estão diretamente

relacionadas ao tipo de material, dopagem, temperatura, radiação e pressão atmosférica.

As equações que descrevem o modelo dos painéis solares são decaracterística não linear.

Os painéis solares são constituídos da associação série-paralela de células fotovoltai-

cas. Para o desenvolvimento da modelagem do painel solar, inicialmente é considerado

o modelo ideal de uma célula fotovoltaica. Este modelo é caracterizado pela associação

em paralelo de uma fonte de corrente com um diodo. A associação pode ser visualizada

na Figura 3.7. Neste caso, a célula fotovoltaica pode ser considerada basicamente como


um diodo semicondutor de junção p-n. A célula fotovoltaica ideal irá gerar uma corrente

proporcional a radiação. Na Figura 3.7 é indicado o sentido da corrente gerada pela in-

cidência de luzIpv. A dedução dos modelos matemáticos que se seguem está baseado no

trabalho de Villalva, Gazoli e Filho (2009).

Idipv

I

rs

rp

Célula PV ideal

Célula PV real

V

Figura 3.7: Circuito elétrico da modelagem do painel PV.

A lei matemática que descreve o comportamento físico dos diodos semicondutores, é

descrita por:

Id = Is(

eqvakt −1

)

(3.22)

no qual,Is é a corrente de saturação reversa,q é a unidade de carga elétrica (1,6x10−19

C), k é a constante de Boltzamann 1,38x10−23 J/K, T é a temperatura em kelvin ea é

uma constante relacionada ao tipo do material. A característica tensão corrente da célula

ideal é descrita por:

I = Ipv− Id (3.23)

I = Ipv− Is(

eqvakt −1

)

(3.24)

Modelando o circuito equivalente do módulo fotovoltaico ilustrado na Figura 3.7, tem-

se uma equação que descreve a curva característica do módulofotovoltaico:

I = Ipv− I0

[

exp

(

V +RsIVta

)

−1

]

−V +RsI

Rp(3.25)

no qual se tem:

Vt =NsKT

q, (3.26)

e


Io = NpIcelula, (3.27)

SendoNs o número de células em série que constitui o painel solar,Np o número de

células em paralelo que constitui o painel solar eRs a resistência equivalente em série do

painel. A resistência série pode ser calculada pela soma dasdiversas resistências presentes

no dispositivo. Ela é basicamente dependente da resistência de contato do material, da

resistência entre as camadas p e n do semicondutor e da resistência da camada n com

o metal. Rp é a resistência equivalente em paralelo do arranjo. Essa resistência existe

devido as correntes que transitam entre as junções PN do material semicondutor, e são

diretamente associadas ao tipo de dopagem. Por apresentar valores de ordem elevada,

muitos autores a desconsideram.

Do ponto de vista operacional, normalmente os geradores de energia elétrica são clas-

sificados como fonte de corrente ou de tensão. Os módulos fotovoltaicos, por sua vez,

podem apresentar um comportamento híbrido. Dependendo do ponto de operação, estes

dispositivos podem operar como fonte de corrente ou de tensão. Caso o módulo esteja

operando como fonte de tensão, a resistênciaRs irá influenciar fortemente no seu desem-

penho. Caso o painel esteja operando em uma região que o caracterize como fonte de

corrente, este será fortemente influenciado pela resistência Rp.


Neste capítulo foi apresentada em detalhes toda a estruturade controle do sistema

fotovoltaico. É apresentado o diagrama de blocos detalhadodo sistema de controle, assim

como o embasamento teórico que o envolve. São apresentadas ateoria das potências

PQ e explicada a estratégia do balanço de potência e rastreamento da máxima potência

(controle indireto das correntes).

Capítulo 4

Estudos de Simulação Desenvolvidos

O estudo de simulação é essencial para a caracterização do sistema real, sendo pos-

sível avaliar o comportamento deste sistema sob diversas condições de operação. Para

esse estudo foi utilizado o software PSIM. Este além de possuir ferramentas matemáticas

voltadas para a análise de eletrônica de potência, possui conexão com outros softwares

de aplicações industriais que poderão ser utilizados posteriormente para a implementação

física dos sistemas propostos. Toda a rotina de controle foiescrita usando a linguagem

de programação C++. As estruturas propostas são detalhadaspor um diagrama elétrico,

demonstrando a conexão dos estágios e a interconexão à rede elétrica.

4.1 Descrição do Sistema Simulado

A geração fotovoltaica foi simulada utilizando uma associação em série de 8 módulos,

totalizando uma potência de 2,2 kWp, o sistema é conectado a uma rede trifásica de

120 V que alimenta uma carga não-linear. O inversor de tensão, VSI (do inglês,Voltage

Source Inverter) trifásico é conectado ao PAC por meio de indutores de 1 mH. A tensão

nominal do barramento CC é 400 V. A carga não-linear é implementada por um retificador

trifásico, não controlado, que alimenta uma carga compostapor um indutor de L=30 mH

e um resistor de R= 10Ω. O diagrama elétrico pode ser visualizado na Figura 4.1. A

simulação foi executada com um período de amostragem de 100µs. As medições das

correntes e tensões são realizadas utilizando filtros passa-baixa de 2,5 kHz.

CAPÍTULO 4. ESTUDOS DE SIMULAÇÃO DESENVOLVIDOS 42

VSI

C

PAC

rg rslg ls

Boost

CC

CC

PV

va

vb

vc

rg rslg ls

rg rslg ls

n

V1VC

CC-CC CC-CA

SubstaçãoICCIPV

Ig1

Ig2

Ig3

Is1

Is2

Is3

Figura 4.1: Diagrama esquemático do sistema trifásico empregado nos estudos de simu-

lação.

4.2 Resultados de Simulação

Para caracterizar o fornecimento de potência do painel, é aplicada uma variação na

razão cíclica do conversorboost. A perturbação tem por objetivo exemplificar a variação

de potência fornecida pelo painel, e consequentemente a variação na corrente da rede

(Iesd).

Na Figura 4.2 é apresentado o gráfico da potência do painel durante a variação da

razão cíclica do conversor ser alterada de 0,5 para 0,51. Analisando o referido gráfico,

observa-se que o comportamento dinâmico da potência do painel se assemelha a uma

função de transferência de primeira ordem.

400

380

360

340

320

3001,95 2 2,05 2,1 2,15 2,2

Tempo (s)

420

440

Po

tên

cia

(W)

Figura 4.2: Gráfico da potência terminal do painel após variação da razão cíclica do

conversorboost.


Todo o processo é dinâmico, ou seja, a medida que o painel fornece maior potência,

a corrente que está sendo injetada no barramento CC se eleva eo controle do barramento

CC eleva a corrente de saída do inversor a fim de manter a tensãodo barramento constante.

Para obter uma equivalência no balanço de potência, caso a corrente do inversor se eleve,

a corrente da rede é reduzida. Esse efeito pode ser observadona correnteIesd da rede,

apresentado na Figura 4.3.

1,95 2 2,05 2,1 2,15 2,2Tempo (s)

1,9

1,8

1,6

1,7

1,5

1,4

2

2,1

Corr

ente

(

A)

1,2

1,3

1,1

Isde

Figura 4.3: Gráfico da corrente de eixo direto da rede no referencial síncrono.

A eficácia do algoritmo MPPT proposto foi verificada simulando uma variação brusca

na irradiância que incide no painel fotovoltaico. A irradiância passou de 300W/m2 para

1000W/m2 no instante t=20 s. Na literatura, observa-se que ao longo dodia, mesmo com

a passagem de nuvens, a irradiância não varia instantaneamente como imposto na simula-

ção (TINA; VENTURA; FIORE, 2012). Na Figura 4.4 apresenta-se o gráfico da potência do

painel durante a ocorrência da variação de irradiância.

0 5 10 15 20 25 30 35 40Tempo (s)

2500

2000

1500

1000

500

0

Maxima Potência para 300W/m²Irradiância (W/m²)Potência Fornecida pelo Painel

Maxima Potência para 1000W/m²

Potê

nci

a (W

)

Figura 4.4: Dinâmica da máxima potência do painel para variação brusca de irradiância.

O sistema fotovoltaico foi simulado para a condição em que a potência disponível do


painel consegue suprir apenas parte da demanda da carga. Para este caso é utilizado uma

carga linear de 60Ω e 5 mH. Os gráficos das correntes antes e após a conexão do sistema

são mostrados na Figura 4.5. Antes da conexão do sistema, as correntes da rede possuem

THD = 0%. Após a conexão do sistema, as correntes apresentaram um THD = 3,75%,

isto em grande parte, deve-se ao chaveamento do inversor de tensão. Para este caso, o

sistema injeta basicamente potência ativa à rede elétrica,pois a configuração de carga

utilizada, demanda baixa potência reativa (FP=0,99). Ainda em relação a Figura 4.5,

pode-se visualizar após a conexão do sistema uma redução nasamplitudes das correntes

da rede, pois parte das correntes na carga é então suprida pelo sistema fotovoltaico.

0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 0,14 0,16 0,18 0,2Tempo (s)

Co

rren

te (

A)

4

3

2

1

0

-1

-2

-3

-4

5

-5

Corrente da rede antes da conexãoCorrente da rede após conexão

THD= 3.75%

Figura 4.5: Sistema fotovoltaico fornecendo parte da demanda do sistema.

No instante t=20 s, o sistema fotovoltaico passa a suprir toda a demanda da carga

e injetar potência na rede elétrica. Esta condição de operação pode ser visualizada na

Figura 4.6 em que ocorre uma inversão nas fases das correntesda rede. Neste caso, o

painel injeta potência na rede e o fluxo de potência da rede inverte seu sentido.

4

3

2

1

0

-1

-2

-3

-4

5

-50 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 0,14 0,16 0,18 0,2

Tempo (s)

Corrente ; Tensão1A/div, THD= 3,75% 100V/div

Corrente da rede antes da conexãoCorrente da rede após conexãoTensão no PAC

Figura 4.6: Sistema fotovoltaico fornecendo potência ativa para a rede trifásica.


O espectro de frequência das correntes da rede elétrica, após a conexão do sistema

fotovoltaico, é apresentada na Figura 4.7.

1.4

1.2

1

0.8

0.6

0.4

0.2

0

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20Harmonico

Corr

ente

(A

)

Figura 4.7: Espectro de harmônicos da corrente fornecida à rede.

Para avaliar o desempenho do sistema quando a correção do fator de potência é re-

querida, foi inserida uma carga composta pela associação série de indutor (200 mH) e

resistor (20Ω). Antes da conexão do sistema o PAC apresenta fator de potência (FP) =

0,62 (indutivo). Após a conexão do sistema, houve compensação e o fator de potência

no PAC passa ser (FP) = 0,99 (indutivo), o que demonstra o funcionamento da proposta.

Na Figura 4.8 observa-se o deslocamento da corrente após a conexão do sistema. Após a

conexão do sistema fotovoltaico as correntes apresentam umTHD = 3,48%.

3

2

1

0

-1

-2

-30 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 0,14 0,16 0,18 0,2

Corrente da rede antes da conexão Corrente da rede após conexão Tensão no PAC

Corrente ; Tensão1A/div, THD= 3,48%, PF=0,62, PF=0,99 100V/div

Tempo (s)

Figura 4.8: Sistema fotovoltaico compensando potência reativa.

O sistema também foi simulado com uma carga não-linear, composta por uma indu-

tância com 2 mH em série com um retificador trifásico, não controlado, que alimenta uma

carga (RL) de 10Ω e 30 mH. Na Figura 4.9 apresentam-se o gráfico da tensão do ponto


de acoplamento comum, da corrente da rede sem a conexão do sistema, e a corrente na

rede após a conexão do sistema fotovoltaico.

0 0,01 0,02 0,03 0,04 0,05 0,06 0,07 0,08 0,09 0,1Tempo (s)

Corrente da rede antes da conexãoCorrente da rede após conexãoTensão no PAC

Tensão 100V/div; (sem compensação ) com compensaçãoCorrente ;20A/div, THD = 19,69%, THD ( ) =4,62%

3

2

1

0

-1

-2

-3

Figura 4.9: Sistema fotovoltaico compensando harmônicos na rede.

Antes da conexão do sistema fotovoltaico as correntes apresentavam THD = 19,69%.

A estratégia de controle proposta impõe uma corrente da redeelétrica quase senoidal,

com um conteúdo de harmônicos de THD = 4,62%, o que atende às restrições impostas

pelos padrões IEEE Std 519-1992 e IEC 61000. Na Figura 4.10 emque é apresentado o

espectro de frequência das correntes da rede, observa-se uma redução do conteúdo harmô-

nico. Verifica-se ainda a redução da componente fundamental, indicando que o sistema

fotovoltaico está inserindo potência ativa na carga.

35

30

25

20

15

10

5

0

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20Harmonico

Sem compensaçãoCom compensação

Corr

ente

(A

)

Figura 4.10: Espectro de frequência das correntes da rede, após a conexão do sistema

fotovoltaico.

De acordo com a lei dos nós, para que exista a compensação de harmônicos na rede,

ou seja, que a rede deixe de fornecer harmônicos, o conversorCC-CA do sistema fotovol-


taico deverá fornecer os harmônicos demandados pela carga.Desta forma, as correntes

injetadas pelo conversor CC-CA são constituídas basicamente de harmônicos, para este

tipo de carga. Na Figura 4.11, apresenta-se o gráfico da corrente da carga superposta com

a corrente do conversor CC-CA e da rede, no ponto de acoplamento comum. A tensão no

PAC antes da conexão do sistema era puramente senoidal, com THD = 0%. Após a cone-

xão do sistema fotovoltaico, a tensão no PAC sofre uma pequena alteração, apresentando

THD = 1,0263%.

40

30

20

0

10

-40

-30

-20

-10

0 0,01 0,02 0,03 0,04 0,05 0,06 0,07 0,08 0,09 0,1Tempo (s)

Corr

ente

(A

)

Corrente Conversor Corrente Carga Corrente Rede

Corrente 10A/div

Figura 4.11: Corrente do sistema fotovoltaico, corrente darede, e corrente na carga.


Neste capítulo foi desenvolvido o estudo de simulação voltado ao método de rastre-

amento da máxima potência e da integração do sistema fotovoltaico a rede elétrica. São

realizados 5 testes com diferentes análises. Na Tabela 4.1 éapresentado um resumo dos

testes descritos, com as devidas configurações de sistema e condições de operação.

Tabela 4.1: Resumo da descrição dos testes.

Num Descriçao Carga Linear Carga N-Linear Irradiância

1 Validação do MPPT 60Ω e 5 mH - 300 e 1000 W/m2

2 Compensação de parte da demanda 60Ω e 5 mH - 300 W/m2

3 Injetar potência na rede 60Ω e 5 mH - 1000 W/m2

4 Compensando fator de potência 20 Ω e 200 mH - 300 W/m2

5 Compensando harmônicos - 10 Ω e 30 mH 600 W/m2

Capítulo 5

Resultados Experimentais

Em um sistema real, existem diversos fatores que não podem ser abordados em um

ambiente computacional. Por isso, a avaliação do comportamento do sistema diante de

perturbações não-modeladas, inerentes ao sistema elétrico, é extremamente importante

para a validação da estratégia de seguidores de máxima potência proposta neste trabalho.

Diante disso, serão apresentados nesse capítulo, resultados experimentais obtidos diante

da estratégia de controle, para a conexão do sistema fotovoltaico à rede elétrica. Também

são abordados, os resultados experimentais que demonstrama eficácia da estratégia de

controle indireta para determinação do ponto de máxima potência para o sistema fotovol-

taico.

5.1 Descrição do Sistema Experimental

Na Figura 5.1 é apresentado o diagrama unifilar simplificado do sistema fotovoltaico

implementado no Laboratório de Eletrônica de Potência e Energias Renováveis da Uni-

versidade Federal do Rio Grande do Norte (LEPER/UFRN)

CAPÍTULO 5. RESULTADOS EXPERIMENTAIS 49

VSI

C

PAC

rg rslg ls

Boost

CC

CC

PV

va

vb

vc

rg rslg ls

rg rslg ls

n

Medição de Grandezas

Processamento de Sinal

Rotina de Controle

Acionamento dos conversores

V1VC

V1 VC

Estrutura Física

TMS F28335

CC-CC CC-CA

Sensor Efeito Hall

CC-CC CC-CA

SubstaçãoICCIPV

Ig1

Ig2

Ig3

Is1

Is2

Is3

Is1 Is2 Is3

rl

ll

rl

ll

rl

ll

Figura 5.1: Descriçao da plataforma experimental.

Para a obtenção dos resultados experimentais, foi montada uma plataforma de 1 kWp,

composta pela associação em série de 4 módulos policristalinos de 245 Wp. O Painel é

conectado a um conversor CC-CC (boost) para elevar sua tensão de saída. Nesse mesmo

conversor é implementado o seguidor de máxima potência. O sistema é conectado à rede

elétrica por meio de um conversor CC-CA trifásico e uma impedância de acoplamento

de 2 mH. No ponto de conexão do conversor com a rede elétrica, há uma carga trifásica

composta por uma associação em série de resistor e indutor (r l =20 Ω e l l=30 mH). Em

paralelo a esta, há uma carga não-linear. A carga não linear écomposta por um retifica-

dor trifásico que alimenta uma carga RL, também composta pela associação em série de

resistor e indutor (60Ω e 30 mH).

A estratégia de controle foi implementada no DSP F28335 da Texas Instruments, com

intervalo de amostragem de 100µs, com isso, o PWM é modulado na frequência de

10 kHz.

As medições das grandezas de tensão e corrente são realizadas com o auxílio de sen-

sores de efeito Hall. O fundo de escala destes sensores são ajustados para que seja obtida a

maior relação sinal X ruído. Dentro da rotina de controle, ossinais de entrada são filtrados

através de um filtro digital passa-baixa ajustado em 2,5 kHz.Esses filtros são utilizados


para eliminar componentes harmônicos indesejáveis provenientes do processo de chave-

amento das fontes e da interferência elétrica gerada pelos conversores. Um detalhamento

dos componentes utilizados na plataforma experimental está descrito no Apêndice A.

5.2 Descrição dos Ensaios e Resultados Experimentais

No primeiro conjunto de resultados experimentais, são apresentados os ensaios refe-

rente a caracterização do painel fotovoltaico utilizado. Neste experimento, foram levan-

tadas as curvas de tensão X corrente do painel. As curvas foram obtidas variando o ponto

de operação do painel, ou seja, variando a razão cíclica do conversor CC-CC conectado

ao seu terminal. Para essa caracterização, a razão cíclica do conversor foi variada de 0,0 à

1,0 com um incremento de 0,01. Ao final de cada incremento, foram armazenadas as in-

formações referentes a tensão terminal do painel, correntede saída do painel e a corrente

da rede no referencial vetor tensão (iesd e iesq).

Após a obtenção das características do painel, os dados nominais do painel foram inse-

ridos no software PSIM para emular o comportamento do array.O modelo matemático foi

simulado para diversas condições de temperatura e irradiância. Determinar a temperatura

e a irradiância para que o sistema simulado tenha comportamento semelhante ao obtido

no ensaio experimental, determinaria, de forma aproximada, as condições experimentais

que o sistema foi submetido. A curva computacional que mais se aproxima ao resultado

experimental obtido é apresentada na Figura 5.2. Nesta figura, apresenta-se as curvas cor-

rente X tensão para painel, constituído por quatro módulo (YGE YL245P-29b) ligados

em série. As linhas tracejadas indicam o comportamento teórico do painel (obtidas com

auxílio do software). As linhas cheias referem-se ao comportamento experimental obtido

mediante o ensaio descrito anteriormente. Observa-se que as curvas cheias descrevem o

comportamento teórico esperado, pois se aproximam das linhas tracejadas.


0 25 50 75 100 125 150Tensão (V)

6

5

4

3

2

1

Corr

ente

(A

)

0

Computacional 650W/m² 45°CExperimentalComputacional 450W/m² 45°C

Experimental

Figura 5.2: Curva I x V do painel para duas condições diferentes de irradiância.

Na Figura 5.3 são apresentadas as curvas características depotência do painel fotovol-

taico obtidas com a mesma metodologia de ensaio empregada noexperimento anterior.

Como no caso anterior, é possível observar que as curvas de potência obtidas experi-

mentalmente, se aproximam das características nominais depotência do referido painel

fotovoltaico.

Computacional 650W/m²ExperimentalComputacional 450W/m²

Experimental

0 25 50 75 100 125 150Tensão (V)

600

500

400

300

200

100

Potê

nci

a (W

)

0

MPP para 650W/m²

MPP para 450W/m²

Figura 5.3: Curva de potência do painel para duas condições diferentes de irradiância.

Para a obtenção dos ensaios apresentados nas figuras 5.2 e 5.3, variou-se o ponto de

operação do painel, feito a partir da mudança da razão cíclica do conversor boost conec-

tado ao painel. Quando a razão cíclica é aproximadamente zero, o painel está trabalhado

próximo à tensão de circuito aberto. Já no caso em que a razão cíclica se aproxima do

valor unitário, o painel está trabalhado com a corrente de curto-circuito. Como a rela-

ção corrente x tensão do painel é não-linear, existe um pontode operação para o qual a

potência fornecida pelo painel fotovoltaico é máxima. A fim de caracterizar o forneci-

mento de potência deste, foi realizado um outro experimento, variando-se a razão cíclica


do conversor boost, com passo de 0,01, observando-se a sua potência de saída. Na Figura

5.4 é apresentado o resultado deste experimento para o painel fotovoltaico. Nesta Figura

pode-se observar que a condição de operação com máxima potência é atingida quando a

razão cíclica do boost é aproximadamente 0,72.

600

500

400

300

200

100

Potê

nci

a (W

)

00 0,1 0,2

Razão Cíclica0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 10,9

Figura 5.4: Gráfico da potência de saída do painel em função darazão cíclica do conversor

boost.

A estratégia de rastreamento de máxima potência (MPPT) proposta avalia o forne-

cimento de potência do sistema fotovoltaico de forma indireta, por meio da analise da

componente de eixo direto das correntes do PAC, referencialvetor tensão. A medida em

que o sistema fotovoltaico injeta uma maior quantidade de potência no sistema, a rede

elétrica diminui o fornecimento de potência ativa, o que corresponde a uma redução na

amplitude da corrente de eixo direto (iesd). Na Figura 5.5 é apresentado o comportamento

da correnteiesd, na medida que o sistema fotovoltaico aumenta gradualmenteseu forneci-

mento de energia.


0 100 200

Potência Painel (W)

300 400 500 600

12

11.5

11

10.5

I (A

)

10

12.5

Experimental

sde

Figura 5.5: Gráfico da corrente do eixo diretoiesd em função da potência de saída do

painel.

O levantamento das características dinâmicas dos módulos fotovoltaicos é de extrema

importância para o desenvolvimento do MPPT P&O. A partir do conhecimento destes da-

dos, procede-se à delimitação dos valores da razão cíclica do conversor CC-CC que cor-

respondem aos pontos da máxima transferência de potência dopainel fotovoltaico para

a rede. Para isso, foram realizados vários testes experimentais para diferentes condições

de irradiância. A partir destes testes foram delimitados limites inferior e superior para a

razão cíclica do conversor. Na Figura 5.6 são apresentados os resultados experimentais da

corrente de eixo diretoiesd em função da razão cíclica do conversor. Observa-se, na Figura

5.6, que o ponto de máxima potência (menor valor deiesd) situa-se em aproximadamente

D= 0,72. Quando não se impõe limites para a razão cíclica, o sistema pode se tornar instá-

vel. Isso é proveniente da não convergência do sistema para oponto de máxima potência.

Além disso, é necessário definir um valor de incremento que não gere interpretações errô-

neas. Para evitar essa situação, o incremento na razão cíclica deverá provocar alterações

satisfatórias no sistema, que permita determinar se a evolução do sistema converge ou não

para o ponto de máxima potência.


0 0,1 0,2

Razão Cíclica

0,3 0,4 0,5 0,70,6 0,8 0,9 1

12

11,5

11

10,5

I(A

)sd

10

12,5

e

Figura 5.6: Gráfico da corrente de eixo diretoiesd em função da razão cíclica do conversor.

A imposição de limites para a razão cíclica do conversor boost é proveniente de resul-

tados experimentais do comportamento do sistema, uma bateria de testes experimentais,

para diferentes condições de irradiância e temperatura do módulo, demonstram que os

valores da razão cíclica não ultrapassam os limites 0,62<D<0,95.

Os resultados obtidos anteriormente, demonstram que variação da razão cíclica do

conversor CC-CC altera o fornecimento de potência do painelfotovoltaicos à rede, assim

como diminui a componente do eixo diretoiesd. Para validar a estratégia de controle

da busca do máximo ponto de potência, é importante que a componente em quadratura

iesq não sofra alterações, quando a razão cíclica do conversor é alterada. Isso garante o

desacoplamento das variáveis utilizadas para o controle dapotência ativa e reativa. O

desacoplamento garante que toda a potência fornecida pelo painel seja injetada na rede

em forma de potência ativa, e explicaria a relação linear entre iesd e a potência de saída

do módulo, apresentada na Figura 5.5. Para verificar a condiçao de desacoplamento é

apresentado na Figura 5.7 o gráfico das componentes do eixo emquadratura (iesq) e direto

(iesd) quando a razão cíclica do conversor é alterada.


0 0,1 0,2Razão Cíclica

0,3 0,4 0,5 0,70,6 0,8 0,9 1

12

10

8

6A

4

14

2

0

-2

Isd

Isq

e

e

Figura 5.7: Gráfico das correntesiesd e iesq da rede, no referencial vetor tensão, para varia-

ção da razão cíclica do conversor.

Após analisar o comportamento do sistema fotovoltaico e definir os limites de atua-

ção do conversor, é implementada a estratégia de rastreamento MPPT P&O. Ela utiliza

uma abordagem diferente da convencional, em que as grandezas de tensão e corrente da

rede elétrica são utilizadas. A obtenção do ponto de máxima potência é feita de forma

indireta, baseada no balanço de potência do sistema. Na Figura 5.8 são apresentadas a

curva da corrente de eixo diretoiesd em função da razão cíclica do conversor ao longo de

100 segundos. Neste experimento, observa-se que em t= 47 s, acorrenteiesd é reduzida

em decorrência do acréscimo de irradiância, isso força o algoritmo de MPPT a rastrear o

novo ponto de operação, neste caso, incrementando a razão cíclica do conversor. Como

resultado indireto, tem-se um decremento do fornecimento de potência da rede.

Os valores deiesd apresentados na Figura 5.8 encontram-se normalizados.

1,051

0,95

0,9

0,85

0,75

0,550,6

0,650,7

0,8

20 30 40 60 70 80 90Tempo (s)

50 100

Razão Cíclica Boost

I da Rede Normalizadasde

Figura 5.8: Gráfico da corrente da redeiesd, no referencial vetor tensão e da razão cíclica

do conversor.


Uma vez caracterizado o painel fotovoltaico e realizados ostestes iniciais do MPPT

proposto, foi iniciada a definição de procedimentos para conexão do sistema fotovoltaico

à rede elétrica. Para que isso ocorra, é necessário identificar as condições de operação

da rede elétrica. Neste procedimento são identificados o valor da tensão e o ângulo do

vetor tensão do PAC. A implementação deste procedimento dura cerca de 0,5 s. Após

esse procedimento, o sistema de controle implementa a estratégia de conexão com a rede

elétrica. Na Figura 5.9 são apresentados os resultados experimentais da potência de saída

normalizada (Pbase= 650 W) e da razão cíclica do conversor, durante o procedimento de

conexão do sistema, com a rede elétrica. Pelos resultados obtidos, observa-se que no mo-

mento de conexão ocorre um transitório, decorrente da variação da tensão do barramento

CC. Isto retarda a atuação do MPPT proposto. Em aproximadamente 2,7 s. A partir deste

ponto, o MPPT converge para o ponto de máxima potência.

Razão Cíclica Conversor CC-CC

Potência de Saída Normalizada

1,2

1

0,8

0,6

0,4

0,2

00 0,5 1 2 2,5 3 3,5

Tempo (s)1,5 4 4,5 5

Figura 5.9: Gráfico da potência de saída do sistema e da razão cíclica do conversor, du-

rante o procedimento de partida.

Quanto a eficiência do algoritmo proposto, pode-se verificaratravés de ensaios com-

putacionais, e em plataforma experimental, que ambos os métodos apresentaram a mesma

eficiência, algo em torno de 97%. Na figura 5.10 é apresentada acomparação da di-

nâmica do método convencional e proposto, mediante ensaio experimental. Neste caso

observa-se que o algoritmo proposto apresenta uma maior velocidade de rastreamento do

ponto de máxima potência, uma vez que esse possui maior incremento da razão cíclica

do conversor. O método proposto demora 0,2 segundos, enquanto o método convencional

0,52 segundos. Em regime, porém,quando comparado com o método proposto, o método

convencional apresenta menor oscilação em torno do ponto demáxima potência. Essas

características fazem com que os métodos tenham rendimentos iguais.


0,74

0,70

0,62

0,66

0,54

0,58Proposto

Convencional

1,2 1,4

Tempo (s)

1,6 2,0 2,4 2,6 2,81,0

0,52s

0,2s

Figura 5.10: Comparação entre o método proposto e convencional.

Um último estudo é realizado para avaliar o desempenho do sistema para o caso de

sombreamentos parciais. Para realizar esse experimentos,um dos módulos fotovoltaico

foi completamente sombreado, o que influenciaria o rastreamento do ponto de máxima

potência. O desempenho do algoritmo proposto, pode ser visualizado na Figura 5.11.

Neste experimento, o sistema é iniciado na condição de sombreamento, em t=14,7 s o

sombreamento é removido, o algoritmo de rastreamento leva aproximadamente 1,3 se-

gundos para determinar o novo ponto de MPP. Em t=23 s, após o início do experimento,

o sistema é novamente sombreado, dessa vez, os módulos sofrem uma variação de irra-

diância, e após 3,2 segundos o algoritmo determina o novo ponto de MPP, demonstrando

assim, a eficácia do método proposto.

Razão Ciclica Conversor CC-CC

I da Rede Normalizadasd

Estabilização no MPP Estabilização

Perturbação / Sombreamento

1

0,9

0,5

0,6

0,7

0,8

0,3

0,4

10 12 14

Tempo (s)

16 18 20 22 24 26 28 30

e

Figura 5.11: Gráfico da correnteiesd e da razão cíclica durante o experimento de sombre-

amento.


5.3 Avaliação de Custo e Complexidade de Implementa-

ção

A utilização do método P&O indireto, baseado no balanço de potência do sistema,

surge como alternativa ao método P&O convencional, baseadona potência de saída do

painel. No P&O direto, existe a medição da tensão terminal e da corrente terminal por

meio de sensores. No método proposto, esses sensores não sãonecessários, o que impli-

caria na redução de custos.

A observação da variação da potência pode ser sentidas mais facilmente no método

convencional, do que no método indireto (proposto). Isso porque a leitura da corrente

do eixo direto, passa por duas transformações (123-αβ e αβ-dq). Além disso, os ruídos

na medição de corrente, presentes nas três fases se somam na componenteiesd. Quando

analisada a resposta de potência, o espúrio de ruído pode serinterpretado como incre-

mento/decremento da mesma. Para evitar que o ruído seja interpretado de forma errônea,

o incremento da pertubação no P&O indireto é maior que o convencional. Testes expe-

rimentais demostram que o valor do incremento no método P&O indireto deve ser no

mínimo 2 vezes maior que no método convencional.

A ocorrência de uma perturbação na razão cíclica do conversor altera o fornecimento

de potência do painel, gerando um incremento ou decremento na corrente do barramento

CC. Isso pode influenciar diretamente o índice de distorção harmônica das correntes da

rede elétrica. A otimização do incremento é essencial para aperformance da conexão do

sistema fotovoltaico, por esse motivo, tenta-se reduzir aomáximo a amplitude e frequên-

cia da pertubação. Testes experimentais demonstram que, ascorrentes da rede imposta

pelo sistema de controle, com o P&O convencional, possuem índice de distorção harmô-

nica menor que o proposto.

Em relação ao tempo de processamento, os métodos levam tempos semelhantes para

realizar as operações matemáticas. Quando analisado com o DSP F28335, da Texas Ins-

truments, o tempo total para o processamento do algoritmo convencional foi 0,64µs,

enquanto o tempo de processamento do proposto foi 0,75µs.

5.4 Conexão do Sistema

Nesta seção, são analisadas o comportamento das correntes da rede, antes e depois da

conexão do sistema fotovoltaico à rede elétrica. O experimento do sistema fotovoltaico foi

realizado para a condição que a potência disponível no painel consegue suprir apenas parte


da demanda da carga. Para isso utilizou-se uma carga linear composta pela associação RL

de 20Ω e 60 mH em paralelo com uma carga não-linear, composta por um retificador

trifásico de 60Ω 30 mH. Os gráficos das correntes antes da conexão do sistema são

mostrados na Figura 5.12.

Tempo (s)

Corr

ente

(A

)

1086420

-2-4-6-8

-10

0,07 0,06 0,09 0,1 0,11 0,12 0,13 0,14 0,15

I =15,03%S1THD I =15,04%S2THD I =19,56%S3THD

Figura 5.12: Correntes da rede antes da conexão

Antes da conexão do sistema, as correntes da rede possuíam THD entre 15,03 e 19,56

%. Após a conexão do sistema, a distorção harmônica destas correntes foi reduzida para

um THD entre 4,2 e 5,2%. Para este experimento, o sistema entrega prioritariamente po-

tência ativa à rede elétrica, pois a configuração de carga demanda baixa potência reativa.

Ainda em relação a Figura 5.13, pode-se visualizar após a conexão do sistema uma redu-

ção nas amplitudes das correntes da rede, pois parte da cargaé então suprida pelo sistema

fotovoltaico.


Tempo (s)

Corr

ente

(A

)

8

6

4

20

-2-4

-6-8

2,86 2,88 2,9 2,92 2,94 2,96 2,98

I =5,18%S1THD I =4,21%S2THD I =5,01%S3THD

Figura 5.13: Correntes da rede apos conexão

Analisando-se os resultados apresentados na Figura 5.13, observa-se que a estraté-

gia de controle proposta impõe uma corrente da rede elétricaquase senoidal, com um

conteúdo harmônico máximo THD = 5,18 %. Isso se aproxima às restrições impostas

pelos padrões IEEE 519 e EN61000-3-4 (THD < 5 %). Na Figura 5.14 são apresenta-

dos os espectros de frequência para as correntes do PAC antese depois da conexão do

sistema, Neste resultado, pode-se observar a redução do conteúdo harmônico, após a en-

trada do sistema fotovoltaico. Além disso, verifica-se também a redução da componente

fundamental (primeiro harmônico), indicando que o sistemafotovoltaico esta inserindo

potência ativa na carga.

10

9

8

7

6

5

4

0

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20Harmonico

Sem compensaçãoCom compensação

3

2

1

Figura 5.14: Comparativo do espectro de frequência das correntes da rede, após a conexão

do sistema fotovoltaico.


Na tabela 5.1 tem-se um resumo descritivo dos resultados experimentais obtidos.

Tabela 5.1: Resumo da descrição dos experimentos.

Num Descriçao Carga Linear Carga N-Linear Irradiância

1 Caracterizaçao do sistema 20Ω e 30 mH 60Ω e 30 mH 650 e 450 W/m2

2 Validação do MPPT 20Ω e 30 mH 60Ω e 30 mH -

3 Conexão do sistema fotovoltaico na rede20 Ω e 30 mH 60Ω e 30 mH -


Neste capítulo foram apresentados os resultados experimentais desenvolvidos em la-

boratório. Foi implementada uma plataforma trifásica em escala reduzida, para o de-

senvolvimento de estudos voltados ao método de rastreamento da máxima potência e da

integração do sistema fotovoltaico à rede elétrica.

Capítulo 6

Conclusões

O presente trabalho apresentou o panorama geral da energia fotovoltaica no Brasil e

no mundo. São descritos os principais rastreadores de máxima potência empregados na

atualidade, o principio de operação, a modelagem dos painéis fotovoltaicos e a estratégia

de controle empregada. Resultados de simulação são desenvolvidos a fim de viabilizar

o desenvolvimento do experimento. São apresentados resultados experimentais em um

protótipo de laboratório com escala reduzida. Neste experimento, a estratégia proposta

foi comparada com a estrutura convencional de rastreamentoda máxima potência (P&O).

O controle proposto, para o rastreamento de máxima potência, está baseado no ba-

lanço de potência do sistema, permitindo a conexão dos painéis solares à rede elétrica

trifásica ou monofásica. A estratégia empregada disponibiliza para a rede a máxima po-

tência gerada nestes dispositivos, através do seguidor de máxima potência dos painéis.

As teorias que envolvem a análise conceitual do trabalho sãodescritas e estão citadas

nas referências bibliográficas. As correntes de referências da rede elétrica são geradas

segundo o referencial vetor tensão pelo controlador de tensão do barramento CC, baseada

no balanço de potência ativa. As correntes da rede são reguladas indiretamente por um

controlador de dupla sequência, selecionado por sua confiabilidade e robustez. O contro-

lador é regido pelo o princípio do modelo interno da senóide,aplicado para a obtenção de

erro nulo em regime permanente e evitar transformação de referencial.

Resultados experimentais demonstraram que a estratégia decontrole proposta tem a

capacidade de realizar o rastreamento da máxima potência com um número reduzido de

sensores, o que poderá acarretar em um menor custo efetivo deimplementação. O sistema

proposto também pode regular o fornecimento da potência ativa demandada pela rede,

compensar harmônicos e corrigir o fator de potência no pontode acoplamento comum,

sem a utilização de esquemas para detecção de harmônicos. Osníveis harmônicos da

tensão e corrente para essa situação estão de acordo com normas internacionais como a

IEEE Standard 1531-2003, que recomenda níveis de THD inferiores a 5% no ponto de

CAPÍTULO 6. CONCLUSÕES 63

acoplamento comum.

O MPPT é controlado de forma indireta, com base nas correntesda rede, tornando

todos os módulos sujeitos a mesma condição imposta pelo seguidor de máxima potên-

cia. A estratégia de rastreamento indireto, proposta nessetrabalho, se mostra eficiente

e possibilita a redução de custo do equipamento. Apesar do método P&O ser classifi-

cado como método direto (2), tornam-se indispensáveis as características do painel para

a otimização do rastreamento. Com isso, pode-se obter menores variações do incremento

da perturbação, otimizar o tempo de busca e reduzir o THD das correntes no ponto de

acoplamento comum. O sistema proposto ainda não possibilita uma flexibilização da po-

tência fornecida pelo painel. Porém a sua adequação para usoem sistemas que tenham

essas características pode ser feita sem grande complexidade.

6.1 Sugestões para Trabalhos Futuros

Para a continuidade do trabalho, são especificados alguns pontos que podem gerar

discussões e contribuições cientificas interessantes paraa literatura. Os tópicos foram ela-

borados com base na tendência observada na revisão bibliográfica e no comparecimento

a congressos da área de eletrônica de potência e energias renováveis.

• Estudos relacionados a flexibilização de potência;

• Estudos de viabilidade com respeito ao custo de implementação, tempo de proces-

samento e flexibilidade da implementação de controles modernos à estrutura P&O;

• Estudos das condições de ilhamento, configuração e conexão do sistema fotovol-

taico em caso de saída;

• Utilização de novas topologias de conversores.

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p. 124–129.

Apêndice A

Informações adicionais

A.1 Descrição dos Componentes Experimentais

Para o desenvolvimento do trabalho foi montada uma plataforma experimental de

aproximadamente 1 kW no Laboratório de eletrônica de potência e energias renováveis

(LEPER/UFRN). Foram instalados 4 módulos fotovoltaico de 245 W. Os módulos foram

comprados a empresa EUDORA SOLAR, modelo YGE YL245P-29b. NaFigura A.1

pode-se observar os módulos conectados em série.

Figura A.1: Array Fotovoltaico.

A bancada experimental que interliga os módulos à rede elétrica, é composta por um

APÊNDICE A. INFORMAÇÕES ADICIONAIS 69

inversor trifásico, um inversor monofásico ponte H (configurado comoboost), 4 senso-

res de efeitohall para medir corrente (LAH 25NP), 3 sensores de efeitohall para medir

tensão (LV 20P), placas de condicionamento de sinal para acionar os inversores, fontes

chaveadas para alimentar os circuito, disjuntores e contactores para proteção e automação

do sistema, dsp F28335 da Texas Instrumentes e um PC com sistema operacional Win-

dows. Esses componentes estão dispostos na bancada visualizada na Figura |reffig-02.

Figura A.2: Bancada.

Os indutores e resistores são mantidos dentro do armário denominado quadro de carga.

As cargas são projetadas para correntes nominais elevadas,sendo necessário o uso de

exaustores que garantem a retirada de ar quente. São utilizados contactores e disjuntores

para a automação e proteção do sistema, permitindo experimentos de variação de carga,

simulação de faltas automatizados. Na Figura A.3 pode-se visualizar o quadro de carga.

APÊNDICE A. INFORMAÇÕES ADICIONAIS 70

Figura A.3: Carga Linear e não-linear

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Contribuições ao Método de Rastreamento de Máxima Potência ... · 3.1 Modelagem do Conversor de Potência Conectado à Rede . . . . . . . . . 25 ... 1.2 Custo de implementação