ESTUDO DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS À … · are controlled to perform, simultaneously, the function of active power filter, shunt performing the of harmonicsuppression currents

ESTUDO DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS À REDE ELÉTRICA COM COMPENSAÇÃO DE HARMÔNICOS E REATIVOS

MARCELO H. F. TAKAMI, SÉRGIO A. OLIVEIRA DA SILVA, LEONARDO P. SAMPAIO

LEPQER - Laboratório de Eletrônica de Potência, Qualidade de Energia e Energias Renováveis, Universidade Tecnológica Federal do Paraná - UTFPR

Av. Alberto Carazzai, 1640 - CEP 86300-000 - Cornélio Procópio - PR – Brasil E-mails: [email protected], [email protected], [email protected]

Abstract This paper presents the study and analysis of two single-phase grid-tied photovoltaic systems. The first one is composed of two parallel photovoltaic arrays, each one composed of four panels connected in series, a step-up DC-DC converter and a voltage source inverter. The second is composed of eight photovoltaic panels connected in series and a voltage source inverter. Thus, in this case the use of the step-up DC-DC is suppressed. Perturb and observe technique is used for tracking the maximum power point of the photovoltaic arrays, which is implemented in the control loop of both studied systems. Moreover, control techniques are adopted to allow the current injection into utility grid from the energy provided by the photovoltaic arrays, where the injected current is synchronized with the grid voltage using an algorithm to detect the utility phase-angle. Both systems are controlled to perform, simultaneously, the function of shunt active power filter, performing the suppression of harmonic currents and compensating reactive power of the load. Finally, comparative analysis between the two systems is performed by means of computer simulations.

Keywords Solar energy, Distributed generation, Photovoltaic system, MPPT, Shunt active power filter.

Resumo Este trabalho apresenta o estudo e análise de dois sistemas fotovoltaicos monofásicos conectados à rede elétrica. O primeiro é composto por dois arranjos PV onde cada um deles possui quatro painéis ligados em série, um conversor CC-CC ele-vador e um inversor de tensão controlado em corrente. O segundo é composto por oito painéis ligados em série e um inversor de tensão. Assim, neste caso, a utilização do conversor elevador CC-CC é suprimida. A técnica da perturbação e observação é ado-tada para o rastreamento do ponto de máxima potência dos arranjos fotovoltaicos, a qual é implementada na malha de controle de ambos os sistemas em estudo. Além disso, técnicas de controle são adotadas para possibilitar a injeção de corrente na rede elétri-ca a partir da energia disponibilizada pelos arranjos fotovoltaicos, onde as correntes injetadas são sincronizadas com a tensão da rede utilizando um algoritmo de detecção de ângulo de fase. Ambos os sistemas são controlados para desempenhar simultanea-mente a função de filtro ativo de potência paralelo atuando na compensação das correntes harmônicas, bem como reativos da carga. Finalmente, são realizadas análises comparativas entre os dois sistemas por meio de simulações computacionais.

Palavras-chave Energia solar, Geração distribuída, Sistema fotovoltaico, MPPT, Filtro ativo de potência paralelo.

1 Introdução

Atualmente, estudos e aplicações de fontes de energias renováveis vêm ganhando cada vez mais destaque no mundo, devido à crescente demanda energética e a preocupação com a preservação ambi-ental (Brito et al., 2012). Dentre todas as diferentes fontes de energias renováveis conhecidas, a energia solar vem se destacando devido à sua abundância e por sua vasta incidência em toda a superfície terres-tre. Desta forma, esta se apresenta como uma fonte viável de geração de energia elétrica, mais notada-mente em sistemas de geração distribuída conectados à rede de distribuição de energia elétrica.

Para que a conversão da energia solar em elétri-ca seja realizada, utilizam-se painéis fotovoltaicos (PV), os quais apresentam curvas características I-V (corrente-tensão) e P-V (potência-tensão) não-lineares, as quais são fortemente influenciadas pelos fatores climáticos como radiação solar e temperatura (Casaro & Martins, 2008). O custo inicial para a implantação de um sistema fotovoltaico ainda é rela-tivamente alto e, estes apresentam uma baixa eficiên-cia de conversão de energia solar em elétrica (Brito et al., 2013). Desta forma, é necessária a aplicação de técnicas para rastrear a máxima potência de um ar-ranjo fotovoltaico, as quais são conhecidas como técnicas de MPPT (Maximum Power Point Trac-king), e são indispensáveis para a implantação em

arranjos fotovoltaicos (Yu et al., 2002). Quando a amplitude da tensão de saída do arranjo fotovoltaico não é adequada para alimentar o barramento CC do estágio de inversão de tensão, de forma a injetar energia na rede elétrica em CA, um estágio de eleva-ção de tensão, implementado por meio de um con-versor CC-CC elevador, deve ser usado.

Devido ao aumento da utilização de cargas não-lineares em residências, comércios e indústrias, dis-túrbios harmônicos de corrente e tensão têm aumen-tado significativamente nos sistemas de fornecimento de energia, contribuindo para degradação da qualida-de da energia elétrica (QEE). Filtros Ativos de Po-tência (FAP) têm sido propostos para eliminar ou reduzir os efeitos causados pela circulação de corren-tes harmônicas originadas por estes tipos de cargas, tornando-se assim uma alternativa para minimizar a degradação da QEE (Campanhol et al., 2013).

Este trabalho propõe uma comparação entre dois tipos de sistemas fotovoltaicos conectados à rede elétrica monofásica. O primeiro, chamado de sistema 1, é composto por dois arranjos PV onde cada um deles possui quatro painéis ligados em série, um conversor CC-CC elevador e um inversor de tensão (VSI) controlado em corrente, conectado à rede elétrica monofásica. O segundo sistema, chama-do de sistema 2, é composto por oito painéis ligados em série e um inversor de tensão conectado à rede elétrica, ou seja, este sistema não utiliza o estágio

Anais do XX Congresso Brasileiro de Automática Belo Horizonte, MG, 20 a 24 de Setembro de 2014

328

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elevador de tensão CC-CC entre o arranjo PV e o inversor.

Ambos os sistemas fotovoltaicos estão conecta-dos à rede elétrica por meio de um conversor CC-CA monofásico em ponte completa, sendo estes capazes de realizar, simultaneamente, a injeção de potência ativa na rede, compensação de reativos e supressão de correntes harmônicas da carga.

Em diversas literaturas (Casaro & Martins, 2008; Villalva et al., 2009) têm sido propostos mode-los computacionais de arranjos PVs que refletem o comportamento de um arranjo fotovoltaico de manei-ra precisa, incluindo respostas a variações de tempe-ratura e radiação. Neste trabalho, o arranjo PV é implementado utilizando o modelo proposto por (Casaro & Martins, 2008).

Para o filtro ativo paralelo é utilizado um algo-ritmo baseado no sistema de eixos de referência síncrona (SRF – Synchronous Reference Frame), com algumas adaptações para sistemas monofásicos, a fim de obter uma corrente de referência, a qual será sintetizada pelo inversor. Além disso, para realizar a extração da máxima potência dos painéis fotovoltai-cos e maximizar a eficiência do arranjo PV, o méto-do da perturbação e observação (P&O) é utilizado (Brito et al., 2013).

Para que a energia proveniente do arranjo foto-voltaico seja injetada na rede, um sistema de sincro-nismo entre a corrente injetada e a tensão da rede elétrica é indispensável. Para esta finalidade pode-se utilizar circuitos de detecção de ângulo de fase co-nhecidos por PLL (Phase-Locked Loop) (Silva et al., 2008). Neste trabalho, o PLL é também usado para gerar as coordenadas do vetor unitário síncrono sen(θ) e cos(θ) utilizado no algoritmo SRF.

Finalmente, são apresentadas análises matemá-ticas, bem como análises comparativas a fim de ava-

liar o desempenho de ambos os sistemas fotovoltai-cos em estudo.

2 Estrutura de Potência Conectado à Rede Elé-trica e Sistema de Filtragem Ativa.

As Figuras 1 e 2 ilustram os diagramas em blo-cos dos dois sistemas PVs completos adotados neste trabalho, ou seja, o sistema 1 e o sistema 2, respecti-vamente.

2.1 Modelo Equivalente do Painel Fotovoltaico

Uma célula fotovoltaica pode ser representada pelo circuito equivalente, composto por uma fonte de corrente em antiparalelo com um diodo, conforme mostra a Figura 3. Os resistores em série e paralelo, RS e RP, respectivamente, são projetados com o obje-tivo de melhorar a representação da curva via simu-lação em ambiente computacional, onde esses são decorrentes das características construtivas das célu-las fotovoltaicas (junção PN e ligação entre os ele-mentos). O valor de RS interfere na inclinação da curva I-V após o ponto de máxima potência (MPP), na região em que os painéis PV passam a se compor-tar como fonte de tensão. Já a resistência RP regula a inclinação da curva antes do MPP, na região em que os painéis se comportam como fonte de corrente.

As curvas não-lineares (ipv-vpv e ppv-vpv) de um painel fotovoltaico, considerando diferentes níveis de radiação solar e de temperatura, são ilustradas nas Figuras 4 e 5, respectivamente. A Figura 4 exibe a variação da corrente ipv de um painel PV em função da tensão vpv (curva ipv-vpv). Na Figura 5 é ilustrada a variação da potência ppv do painel em função da tensão vpv (curva ppv-vpv).

Figura 1. Sistema 1 – Esquema completo do sistema PV conectado à rede elétrica monofásica com estágio elevador de tensão

Rede Carga

sen(θPLL)

cos(θPLL)

ic*vs

iL ic

Vdc

is iL

ic

Lf

p2p3p4

p1

p2

p3

p4

Cdc

idcPV array

pbCpv

Lb Db

ipv

vpv

pb

vs

vpv

ipv

PLL SRF PIi

PIv

MPPTPWM

PWMVdc*

p1

LL

D


329

Figura 2. Sistema 2 - Esquema completo do sistema PV conectado à rede elétrica monofásica

Figura 3. Circuito equivalente de uma célula fotovoltaica

O equacionamento do circuito da Figura 3 pode

ser representado por (1), conforme (Gow & Man-ning, 1999).

p

s

s

rph RRIVTK

RIVq

eIII.

1..).(

. +−

−

+

⋅−= η (1)

Onde: V, I representam, respectivamente, a tensão e corrente nos terminais de saída de uma célula; Iph é a fotocorrente; Ir corrente de saturação reversa da célu-la; q é a carga do elétron; η é o fator de qualidade da junção p-n; K é a constante de Boltzmann e T é a temperatura ambiente em Kelvin.

A corrente da célula fotovoltaica em (1), pode ser determinada, por exemplo, por meio do método numérico Newton-Raphson, devido à relação não-linear entre a corrente I e a tensão V.

Figura 4. Curva característica ipv-vpv para diferentes níveis de

radiação e temperatura

Figura 5. Curva característica ppv-vpv para diferentes níveis de

radiação e de temperatura Recentemente (Casaro & Martins, 2008) propôs

um modelo computacional para a simulação de sis-temas fotovoltaicos, conforme ilustrado na Figura 6.

Figura 7. Diagrama em blocos do modelo implementado no

MatLab/Simulink®

Na Figura 6 vpv, ipv, Rad, Temp e Cpv, represen-tam, respectivamente, a tensão nos terminais do ar-ranjo PV, a corrente nos terminais do arranjo PV, radiação solar, temperatura e o capacitor de filtro de saída do arranjo PV.

2.2 Técnica para Extração da Máxima Potência (MPPT).

Para que a máxima potência de um arranjo PV seja extraída, é necessária a utilização de técnicas para extração da máxima potência (MPPT). Neste trabalho optou-se pelo método P&O, o qual consiste

Rede Carga

sen(θPLL)

cos(θPLL)

ic*vs

iL ic

Vdc=vpv

is iL

ic

Lf

p2p3p4

p1

p2

p3

p4

Cdc

idcPV array

ipv

vs

ipv

PLL SRF PIi

PIv

MPPT

PWMVdc*

p1

LL

i*pv

0 10 20 30 400

2

4

6

8

10

Tensão vpv (V)

Cor

rent

e i pv

(A)

1000W/m² – 25°C

750W/m² – 50°C

500W/m² – 75°C

250W/m² – 75°C

0 10 20 30 400

50

100

150

200

250

Tensão vpv (V)

Potê

ncia

ppv

(W)

1000W/m²25°C

750W/m² 50°C

500W/m² 75°C

250W/m²75°C

Arranjo Fotovoltaico

Rad

Temp+

-

sipv

Cpv

vpv


330

na busca do ponto de máxima de potência através das derivadas da potência e da tensão, operando periodi-camente incrementando ou decrementando o sinal de saída do algoritmo P&O, conforme algoritmo mos-trado na Figura 7.

Figura 7. Diagrama em blocos do algoritmo de MPPT do

método P&O Esse método necessita das leituras da tensão e

da corrente do painel PV, para realizar cálculos das derivadas de tensão e de potência. O sinal negativo do passo é utilizado para corrigir o sentido do sinal de saída. A Tabela 1 apresenta a lógica de operação do algoritmo em função dos sentidos das derivadas de potência e de tensão.

Tabela 1. Lógica do algoritmo P&O.

( . )pv pv pvdP d v idt dt

= pvdvdt

Sinal de saída

+ - Incrementa - + Incrementa - - Decrementa + + Decrementa

Devido ao fato deste trabalho realizar a compa-

ração entre duas estruturas PV, algumas modifica-ções são necessárias para o adequado funcionamento do mesmo. No sistema 1, o sinal de saída a ser in-crementado ou decrementado do algoritmo P&O atuará na variação da razão cíclica do conversor CC-CC. Já para o sistema 2, o sinal de saída é represen-tado pela corrente i*

pv como pode ser observado pelas Figuras 2 e 9.

2.3 Filtro Ativo Paralelo de Potência (FAPP)

Neste trabalho é empregado o algoritmo basea-do no sistema de eixo de referência síncrona (SRF – Synchronous Reference Frame) (Campanhol et al., 2013) para a obtenção das correntes de referência de compensação.

Como o método SRF foi concebido para ser uti-lizado em sistemas trifásicos, para possibilitar sua aplicação em um sistema monofásico torna-se neces-sária uma adequação no algoritmo. Dessa forma, tal adequação é apresentada na Figura 8, onde é criado um sistema trifásico fictício, representado por gran-dezas ortogonais no sistema de eixos estacionário bifásico (αβ), o qual é composto pelas correntes bifásicas fictícias iα = iL e iβ. Portanto, a partir deste algoritmo é possível obter as correntes de referência de compensação em um sistema monofásico.

Conforme algoritmo ilustrado na Figura 8, con-sidera-se a corrente da carga medida como sendo a

própria corrente fictícia no eixo α (iα) e a corrente em quadratura (iβ), a corrente defasada em π/2 radianos a partir de iL (2).

Figura 8. Diagrama em blocos do algoritmo SRF (sistema 1Φ)

−=

)2/(

)(

πω

ω

β

α

ti

tiii

L

L (2)

Após encontrar as correntes iα e iβ, realiza-se a

transformação do sistema de eixos bifásico estacio-nário para o sistema de eixos síncronos, utilizando a matriz de transformação apresentada em (3).

−

=

β

α

θθ

θθ

iisen

seniqid

coscos (3)

Uma vez obtida a grandeza de corrente direta

id, pode extrair a sua componente contínua iddc atra-vés da utilização de um filtro passa-baixa (FPB), que representa a amplitude de pico da parcela fundamen-tal da corrente de carga.

Pelo fato do trabalho apresentar uma compara-ção entre dois sistemas PVs, ambos necessitam de algumas modificações em seus controles.

Para o sistema 1, obtém-se a corrente funda-mental de referência i*

s por meio da equação (4), onde iddc é a parcela contínua da componente direta (id) e idc é o sinal de saída da malha de controle de tensão do barramento CC. Já para a corrente de refe-rência de compensação i*

c é encontrada por (5), por meio da subtração de iL por i*

s.

i*s=(iddc + idc)cos θ (4)

i*

c = iL - i*s (5)

Para o sistema 2, uma modificação é necessária

(Figura 9), diferentemente do sistema 1 onde a cor-rente ipv é utilizada somente no controle do MPPT. Considerando o sistema 2, a corrente i*

pv (sinal de saída do algoritmo de MPPT) é subtraída das parce-las iddc

e idc e assim, obtém-se a corrente fundamen-

tal de referência i*s, conforme (6), e a corrente de

referência de compensação i*c é obtida por (5).

Por outro lado, a corrente i*pv representa a cor-

rente ativa disponível nos arranjos fotovoltaicos, os quais podem ser usados para fornecer a energia para a carga e/ou injetar na rede elétrica, conforme ilustra a Figura 10.

i*

s=(iddc + idc - i*pv)cos θ (6)

KPMPPT

KIMPPT s/pvv

-PassoSinaldt

dPpv

dtdvpv

Sinal

Controlador PI do MPPT

pvi

dq

αβFPB

id dcidβi

αi dqsi*

π/2ci*

PLLsin(θPLL)cos(θPLL)

Delay

Li

Liabcidc


331

A componente idc é responsável pelo controle da tensão do barramento CC, de forma a compensar as perdas relacionadas com as indutâncias de filtragem e dispositivos de comutação do FAPP. Pode-se dizer também que idc representa a potência ativa total exi-gida pelo sistema PV para regular a tensão do barra-mento CC. Desta forma, o controle do sistema 2 atua fornecendo ou absorvendo energia da rede elétrica.

Figura 9. Diagrama em blocos reduzido do controle do Sistema 2

2.4 Sistema PLL

Através de um sistema PLL pode-se obter as in-formações da rede elétrica, necessárias para a gera-ção das coordenadas do vetor unitário síncrono, utili-zados no algoritmo SRF, tais como ângulo de fase e frequência.

A topologia PLL utilizada neste trabalho é ba-seada na teoria da potência ativa instantânea trifásica (p-PLL) utilizando o eixo estacionário bifásico de coordenadas αβ proposto por (Silva et al., 2008). Assim, torna-se necessária a geração de uma tensão fictícia de quadratura v’

β, de forma a assegurar que esta seja ortogonal à tensão monofásica medida. A tensão monofásica medida da rede elétrica vs é consi-derada agora a própria tensão v’

α. Já para obter v’β

aplica-se uma defasagem de π/2 radianos na tensão v’

α, conforme ilustra a Figura 10.

. Figura 10. Diagrama em blocos do sistema PLL monofásico

2.5 Controle para as Etapas CC-CA

Após a obtenção da corrente de referência de compensação, é necessário que o sistema apresente uma malha de controle de corrente de forma a asse-gurar que o FAPP imponha estas correntes na rede elétrica. Com isso, é preciso obter um modelo mate-mático da planta de forma a possibilitar o projeto do controlador das malhas de corrente e de tensão do barramento CC.

O diagrama em blocos da malha de controle de corrente utilizada no inversor monofásico em ponte

completa é ilustrado na Figura 11, onde a corrente de referência i*

c é obtida utilizando o algoritmo SRF mostrado na Figura 8. Os procedimentos adotados para a sintonia dos controladores e as respostas em frequência dos controladores de corrente e tensão do barramento são detalhadamente descritos por (Angé-lico et al., 2014).

Figura 11. Diagrama em blocos da malha de controle de corrente

do FAPP

Onde: KPi e KIi são os ganhos do controlador de corrente, proporcional e integral da malha de corrente respectivamente; KPv e KIv são os ganhos do contro-lador de corrente, proporcional e integral da malha de tensão do barramento CC, respectivamente; KPWM é o ganho do modulador PWM; Lf é a indutância de fil-tro; RLf é a resistência da indutância do filtro; idc é a corrente da malha de controle do barramento CC; V*

dc é a tensão de referência do barramento CC e Vdc é a tensão no barramento CC.

3 Resultados Obtidos

As simulações dos dois sistemas foram imple-mentadas por meio de um ambiente computacional usando o software MatLab/Simulink®. Na Tabela 3, estão apresentados os principais parâmetros utiliza-dos nas simulações.

Nas simulações foram utilizados oito módulos policristalinos SW 245 da SolarWorld, onde cada módulo contém 60 células fotovoltaicos interconec-tadas, e nas condições de teste padrão (STC) fornece 245 Wp. A Tabela 2 apresenta as principais informa-ções deste módulo.

Tabela 2. Parâmetros Elétricos do PV SW 245 Sob as Condições

de Teste Padrão (STC: 1000 W/m², 25°C, AM 1,5).

Potência máxima Pmax = 245 Wp Tensão de circuito aberto VOC = 37,5 V

Tensão do ponto de máxima potência VMPPT = 30,8 V Corrente de curto circuito ISC = 8,49 A

Corrente do ponto de máxima potência IMPPT = 7,96 A

Os gráficos da potência extraída com variações

climáticas para o sistema 1 e sistema 2 estão apresen-tados nas Figuras 12 e 14, respectivamente. A máxi-ma potência extraída pelo algoritmo de MPPT está representada pela linha continua (vermelho) e a má-xima potência disponível em linha tracejada (azul). Foram aplicadas variações nos fatores climáticos com degraus tanto positivos quanto negativos, de forma a avaliar a eficiência do algoritmo de MPPT e de observar as variações no barramento CC.

FPBid dcid

idc

ipv*

sen (θPLL - π/2)

ωff

ω ω

iβ ,

p,

p*= 0

sen (θPLL)

θPLL^KPPLL

KIPLL/S

1s

vα,

vβ ,

iα,

π/2Atraso

vs

SRF

Controlador PI de corrente

* KPi

KIi s/____________1Lf s + RLf

KPWMGanho do

PWMSistema físico

Controlador PI do barramento CC

KPv

KIv s/*

VdcLi ci ci

Vdc

Vdc dci


332

Tabela 3. Parâmetros Adotados na Simulação. Tensão nominal da rede (eficaz) vs = 127 V

Frequência nominal da rede fs = 60 Hz Potência máxima do arranjo PV Pmax = 1960 W

Tensão de saída do arranjo PV para o sistema 1

vpv = 123,2 V

Tensão de saída do arranjo PV para o sistema 2

vpv = 246,4 V

Corrente de saída do arranjo PV para o sistema 1

ipv = 15,92 A

Corrente de saída do arranjo PV para o sistema 2

ipv = 7,96 A

Capacitor de saída do PV Cpv = 100 μF Indutor - Boost Lb = 2,4 mH

Frequência de chaveamento – Boost fb = 30 kHz Capacitor – Barramento CC Cdc = 2300 μF

Frequência de chaveamento – full-bridge fch = 20 kHz Indutância de filtro - full-bridge Lf = 2,5 mH

Resistência do filtro de indutância RLf = 0,48 Ω Indutância de comutação LL = 1,2 mH

Frequência de amostragem do conversor A/D

fa = 60 kHz

Ganho PWM KPWM = 5,33x10-4 Ganho do controlador PI de corrente KPi = 226,49 Ω

KIi = 6,61x105 Ω/s Ganho do controlador PI do barramento

CC KPv = 0,275 Ω KIv = 1,42 Ω /s

Ganho do controlador PI do MPPT para o Sistema 1

KPMPPT = 0,02 Ω KIMPPT = 0,2 Ω/s

Ganho do controlador PI do MPPT para o Sistema 2

KPMPPT = 0,25 Ω KIMPPT = 0,7 Ω/s

Carga não-linear – retificador em ponte completa

Lc = 30 mH Rc = 26,6 Ω

Observa-se que nas Figuras 12 e 14, no intervalo

de 4 a 5 s, ocorre um sombreamento em quatro pai-néis do arranjo em paralelo do sistema 1 e em 4 pai-néis do arranjo em série do sistema 2. Esse efeito pode ser observado pela ocorrência de uma queda de potência. Nas mesmas Figuras são apresentadas a tensão vs e a corrente is da rede. Observa-se que a corrente is está em oposição de fase em relação à tensão vs, o que significa que o sistema está injetando energia na rede elétrica.

A Figura 13 apresenta a tensão no barramento CC para o sistema 1, onde foram aplicadas as mes-mas variações nos fatores climáticos apresentados na Figura 12. Neste caso, observa-se as variações de tensão no barramento CC (vdc).

Na mesma Figura 13 estão apresentadas a ten-são de saída do arranjo PV (vpv), a corrente de saída do arranjo PV (ipv) e a corrente eficaz de saída do inversor (ic).

A tensão no barramento CC para o sistema 2 é apresentada na Figura 15, considerando as mesmas variações nos fatores climáticos. Na mesma Figura estão apresentadas a corrente de saída do arranjo PV (ipv) e a corrente eficaz de saída do inversor (ic). Já a tensão de saída do arranjo PV (vpv) é a própria tensão (Vdc) do barramento CC.

No transitório apresentado, o sistema 1 apresen-ta maiores variações na tensão no barramento CC quando comparado com o sistema 2 (Figuras 13 e 15). No entanto, em regime permanente, este apre-senta uma tensão similar àquela existente no sistema 2, ou seja, 250 V.

Figura 12. Sistema 1: Potência de saída do PV; Tensão e corrente

na rede

Figura 13. Sistema 1 – Tensão no barramento CC (Vdc) e tensão de

saída do PV (vpv); Corrente de saída do PV (ipv); Corrente de compensação (ic) eficaz

Figura 14. Sistema 2: Potência de saída do PV; Tensão e corrente

na rede

Observa-se também que a dinâmica do barra-mento CC para ambos os sistemas é lenta quando ocorrem variações bruscas nos fatores climáticos, levando assim alguns segundos para retornar em seu valor de referência.

Uma das maneiras para avaliar a eficiência do algoritmo de MPPT é em relação ao fator de rastrea-mento (FR), que trata do percentual de energia apro-veitada em relação à disponível do arranjo PV. Para

0 2 4 6 80

1000

2000

3000

2.5 2.52 2.54 2.56 2.58 2.6-200

0

200

2,5 2,52 2,54 2,56 2,58 2,6

-20

0

20

Tempo [s]

0 2 4 6 80

100

250

350

0 2 4 6 80

102030

0 2 4 6 80

102030

Tempo [s]

0 2 4 6 80

1000

2000

3000

2.5 2.52 2.54 2.56 2.58 2.6-200

0

200

2,5 2,52 2,54 2,56 2,58 2,6

-20

0

20

Tempo[s]

vs

is

vpv

ipv

ic (eficaz)

Sombreamento

Vdc

V*dc

vs

is

Sombreamento


333

o sistema 1, o fator de rastreamento foi de 98,77% e para o sistema 2 foi de 96,70%.

Figura 15. Sistema 2 – Tensão no barramento CC (Vdc); Corrente

de saída do PV (ipv); Corrente de compensação (ic) eficaz

A potência extraída para o sistema 1 possui uma

ondulação menor e uma resposta mais rápida em relação ao sistema 2, pois o controle do MPPT do sistema 1 é independente, representando assim uma vantagem da utilização de um conversor elevador no sistema (Figuras 12 e 14).

Em relação à distorção harmônica total (DHT), normas como a IEEE Std. 519-2014 recomendam que a DHT da corrente injetada seja menor que 5%, quando o sistema PV está fornecendo somente po-tência ativa para a rede. A Tabela 4 apresenta a DHT para os dois sistemas.

Pode-se também calcular o rendimento do sis-tema através das potências de entrada nos terminais do PV e de saída injetada da rede, determinado assim as perdas na operação dos sistemas. Para o sistema 1 as perdas foram de 213,09 W, enquanto que para o sistema 2 foram de 195,65 W. Observa-se que no sistema 1, as perdas são maiores devido ao estágio elevador de tensão adicional (conversor Boost).

A Tabela 4 resume todas as comparações reali-zadas para os dois sistemas, considerando o número de componentes semicondutores, elementos de filtra-gem, número de painéis fotovoltaicos, distorção harmônica total, fator de rastreamento, potências envolvidas, perdas e rendimento.

4 Conclusão

Através do estudo realizado para os dois siste-mas, conclui-se que, apesar da necessidade de se utilizar um estágio elevador adicional, acarretando um aumento no número de componentes e influenci-ando no peso e volume do sistema como um todo, pode-se concluir que o sistema 1 é mais atrativo em relação ao sistema 2. Uma das maiores vantagens é a da possibilidade se trabalhar com uma tensão de entrada menor (saída do arranjo PV).

Em relação ao algoritmo de MPPT, para o sis-tema 1, há a possibilidade de operar de forma inde-pendente em relação ao inversor, apresentando assim eficiência e fator de rastreamento maiores.

Outra vantagem da utilização do estágio eleva-dor neste trabalho é por estar configurado com dois arranjos em paralelo de quatro painéis em série. A utilização da configuração em paralelo é vantajosa para o caso de ocorrência de sombreamentos nos painéis, pois a tensão nos terminais do arranjo PV não varia tanto devido à radiação solar influenciar mais na corrente.

Já para a associação em série, na ocorrência de um sombreamento a corrente nos terminais do arran-jo PV decresce e como a tensão nos terminais do arranjo PV é a própria tensão do barramento CC (sistema 2) no momento do sombreamento, esta apresenta uma grande variação

Por meio dos resultados obtidos, foi possível ve-rificar o desempenho do sistema na injeção de potên-cia ativa na rede, meio de corrente com baixa DHT, realização da compensação de reativos e supressão de correntes harmônicas da carga, onde o FAPP reduziu satisfatoriamente a taxa de distorção harmô-nica de corrente, comprovando assim sua eficiência. O comportamento dinâmico do sistema fotovoltaico para diferentes níveis de radiação solar e temperatura também foi verificado.

Tabela 4. Comparação entre os Dois Sistemas PV.

Sistema 1 Sistema 2 Diodos 1 - Chaves 5 4

Indutores 2 1 Capacitores 2 1

Painéis 8 8 DHTis 3,87 % 4,91 % DHTiL 14,72 % 14,67 %

FR 98,77 % 96,70 % Pin 1961,98 W 1957,4 W Pout 1748,89 W 1761,75 W

Perdas 213,09 W 195,65 W Rendimento (%) 89 90

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0 2 4 6 8150

200

250

300

0 2 4 6 8

0

10

20

0 2 4 6 80

10

20

Tempo [s]

Vdc V*dc

ipv

ic (eficaz)


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ESTUDO DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS À … · are controlled to perform, simultaneously, the function of active power filter, shunt performing the of harmonicsuppression currents