Implementação de uma Máquina Síncrona Virtual …...Engenharia El étrica e de Computa çã o. Natal, RN, 2018. Orientador: Prof. Dr. Ricardo L úcio de Ara újo Ribeiro. 1. Sistema

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

Implementação de uma Máquina SíncronaVirtual em um Sistema Fotovoltaico Trifásico

Conectado à Rede Elétrica

Everton da Silva Dantas

Orientador: Prof. Dr. Ricardo Lúcio de Araújo Ribeiro

Dissertação de Mestrado apresentada 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.

Número de Ordem do PPgEEC: M541Natal, RN, 27 de Novembro de 2018

Universidade Federal do Rio Grande do Norte - UFRN

Sistema de Bibliotecas - SISBI

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

Dantas, Everton da Silva.

Implementação de uma Máquina Síncrona Virtual em um Sistema

Fotovoltaico Trifásico Conectado à Rede Elétrica / Everton da Silva Dantas. - 2018.

111 f.: il.

Dissertação (Mestrado) - Universidade Federal do Rio Grande do

Norte, Centro de Tecnologia, Programa de Pós-Graduação em

Engenharia Elétrica e de Computação. Natal, RN, 2018.

Orientador: Prof. Dr. Ricardo Lúcio de Araújo Ribeiro.

1. Sistema de geração fotovoltaica - Dissertação. 2. Energias

renováveis - Dissertação. 3. Energia elétrica - Dissertação. 4.

Máquina síncrona virtual - Dissertação. 5. Conversores de potência

- Dissertação. I. Ribeiro, Ricardo Lúcio de Araújo. II. Título.

RN/UF/BCZM CDU 621.311(043)

Aos meus pais Francisco CanindéDantas e Marizete da Silva,e aosmeus irmãos pelo apoio durante

essa jornada

Agradecimentos

A Deus, por tudo.

Ao meu orientador, professor Ricardo Lúcio de Araújo Ribeiro por ter oferecido a opor-tunidade de trabalhar com os principais sistemas de geração de energias renováveis.

À minha família, em especial aos meus pais, que me ofereceram todo o apoio necessáriodurante essa jornada.

À minha namorada, Frankelene Pinheiro de Souza, por toda paciência durante essa jor-nada.

Aos amigos de LEIER, Denis Keuton Alves, Evandro Ailson de Freitas Nunes, João Paulode Oliveira e Silva, Sâmara de Cavalcante Paiva, Thales Queiroz Fônseca, Yuri Iohans-sen Ribeiro Damasceno, Thiago Figueiredo do Nascimento, Luan Silva Cardoso, JulianoCosta Leal da Silva, Guilherme Júnior da Silva pelas críticas e sugestões.

A CAPES, pelo apoio financeiro durante execução do trabalho.

Resumo

A rápida expansão dos sistemas de geração de energia elétrica a partir de fontes re-nováveis, destacando-se os sistemas fotovoltaicos e eólicos, tem trazido desafios para aoperação do sistema elétrico de potência, dentre os quais pode-se destacar: a alta varia-bilidade e difícil previsibilidade da potência gerada por essas fontes e a susceptibilidadedelas à transitórios presentes no sistema elétrico, que podem ocasionar instabilidades.Atualmente, a utilização de sistemas de geração renováveis é possível devido a sua baixarepresentatividade no sistema elétrico e a capacidade dos geradores síncronos das hidro-elétricas de absorver oscilações provenientes de outras fontes, garantindo a estabilidadedo sistema. O conceito de máquina síncrona virtual tem despertado crescente interessena sua utilização em sistemas baseados em eletrônica de potência, como uma alternativapara o controle do fluxo de potência destas fontes e mitigação dos efeitos adversos desua interconexão com a rede elétrica. Esta dissertação tem por objetivo apresentar umaproposta de modificação das estruturas de controle de um sistema de geração fotovoltaica,utilizando o conceito de máquina síncrona virtual, para realização do controle efetivo dofluxo de potência e contribuir para estabilidade de tensão e da frequência do ponto deacoplamento.

Palavras-chave: energias renováveis, conversores de potência, máquina síncrona vir-tual, sistemas fotovoltaicos.

Abstract

The huge expansion of the systems of electric power generation from renewable sour-ces, highlighting wind and solar sources, gave rise operation challenges to the electricalpower system, among which it can be highlighted: an intense variability and difficult pre-dictability of the generated power by means of these resources, and susceptibility whilefacing a transient disturbance, which may cause instability. Currently, the use of renewa-ble generation systems is possible due to its low representability on the electrical systemand the hydroelectric synchronous generator’s capacity in absorbing oscillations fromother sources ensuring system stability. The concept of virtual synchronous machine hasbeen attracted growing interest in its use in systems based on power electronics, as analternative for the control of power flow from these sources and mitigation of the effectsaverse to their interconnection with the electrical grid. This paper aims to present a pro-posal of control structures modification of a photovoltaic renewable generation systemusing the concept of virtual synchronous machine for effective control of power flow andcontribute to the stability of the voltage and frequency of the coupling point.

Keywords: : renewable sources, power converter, virtual synchronous machine, pho-tovoltaic systems.

Sumário

Sumário i

Lista de Figuras ii

Lista de Tabelas v

Lista de Simbolos vii

Lista de Abreviaturas e Siglas xiii

1 Introdução 11.1 Motivação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41.2 Objetivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51.3 Contribuições . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51.4 Metodologia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61.5 Organização do Trabalho . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

2 Estado da Arte 82.1 Controle por Decaimento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92.2 Conversores Síncronos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 122.3 Máquina Síncrona Virtual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 152.4 Inércia Virtual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 182.5 Síntese do Capítulo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

3 Descrição do Sistema 233.1 Sistema Fotovoltaico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 233.2 Conversor Boost . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 243.3 Modelagem do Barramento CC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 263.4 Inversor Conectado à Rede Elétrica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 273.5 Síntese do Capítulo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28

i

4 Sistemas de Controle 294.1 Introdução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 294.2 SRF-Phase Locked Loop (PLL) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 304.3 MPPT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 314.4 Controle da Tensão do Barramento CC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 324.5 Controle de Corrente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 334.6 Controle de Tensão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 354.7 Máquina Síncrona Virtual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

4.7.1 Controle por Decaimento e Fluxo de Potência . . . . . . . . . . . 384.7.2 Implementação da MSV no Sistema de Controle . . . . . . . . . 41

4.8 Projeto dos Controladores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 474.8.1 Controlador PI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 474.8.2 Controlador DSC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48

4.9 Síntese do Capítulo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51

5 Resultados Obtidos 535.1 Sistema Fotovoltaico Simulado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 535.2 Controle de Tensão e de Corrente Aplicado ao Sistema Fotovoltaico . . . 54

5.2.1 Controle de Corrente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 555.2.2 Controle de tensão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58

5.3 Máquina Síncrona Virtual Aplicada ao Controle do Sistema Fotovoltaico . 645.3.1 Variações sucessivas de potência da fonte primária . . . . . . . . 685.3.2 Carga Linear . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 725.3.3 Carga Desbalanceada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 755.3.4 Operação em Modo Ilhado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79

5.4 Síntese do capítulo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82

6 Conclusões 846.1 Conclusões Gerais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 846.2 Trabalhos Futuros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85

Referências bibliográficas 86

Lista de Figuras

1.1 Capacidade energética brasileira no mês de agosto de 2017. . . . . . . . . 2

3.1 Sistema fotovoltaico conectado à rede elétrica presente no LEIER. . . . . 243.2 Conversor boost conectado ao conversor VSI da estrutura fotovoltaica. . . 253.3 Modelo Simplificado do capacitor eletrolítico. . . . . . . . . . . . . . . . 263.4 Circuito Equivalente do inversor conectado à rede. . . . . . . . . . . . . . 27

4.1 Sistema de controle simplificado aplicado a estrutura fotovoltaica. . . . . 304.2 SRF-PLL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 314.3 Diagrama de blocos do MPPT utilizado. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 324.4 Diagrama de blocos da estrutura de controle aplicada ao barramento CC. . 324.5 Diagrama de blocos do controle de corrente. . . . . . . . . . . . . . . . . 344.6 Controle de tensão do capacitor do filtro. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 354.7 Estrutura geral de uma fonte renovável e uma máquina elétrica. . . . . . . 374.8 Características do controle por decaimento . . . . . . . . . . . . . . . . . 404.9 Diagrama de blocos da MSV implementada. . . . . . . . . . . . . . . . . 424.10 Polos do sistema em malha fechada - controle da tensão do barramento CC. 484.11 Polos do sistema em malha fechada - controle de corrente. . . . . . . . . 50

5.1 Sistema simulado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 545.2 a) varição da fonte primária injetando a potência ativa nominal na rede

elétrica; b) comportamento da potência reativa quando o sistema fotovol-taico injeta a máxima potência disponível na rede elétrica. . . . . . . . . 56

5.3 Comportamento da tensão e corrente do PAC frente ao comportamentointermitente da fonte primária com uma linha com característica indutiva:a) corrente de saída da fase a do PAC; b) Tensão da fase a do PAC; c)Módulo do vetor tensão do PAC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56

5.4 Variação fonte primária mediante o acoplamento nítido entre as potências:a) variação da potência ativa fornecida pela fonte primária; b) variação dapotência reativa no PAC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57

iii

5.5 Variação fonte primária mediante o acoplamento nítido entre as potências:a) comportamento da corrente da fase a do PAC; b) Comportamento datensão da fase a do PAC; c) modulo do vetor tensão do PAC. . . . . . . . 58

5.6 Comportamento das potências utilizando o controle de tensão e de cor-rente e uma rede com característica indutiva:a) potência ativa de saídado sistema fotovoltaico aferida no PAC; b) potência reativa de saída dosistema fotovoltaico aferida no PAC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59

5.7 Comportamento da tensão e corrente utilizando o controle de tensão e decorrente e uma rede com característica indutiva: a) corrente da fase a doPAC; b)tensão da fase a do PAC; c) módulo do vetor tensão do PAC. . . . 60

5.8 a) Comportamentos da potência ativa e reativa frente ao acoplamento uti-lizando o controle de tensão e de corrente: a) Potência ativa no PAC; b)potência reativa no PAC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61

5.9 Comportamentos da tensão e corrente, utilizando o controle de tensão e decorrente do PAC frente ao acoplamento: a) corrente da fase a ao introduziro controle de tensão; b) corrente da fase a ao ocorrer uma variação bruscada fonte primária; c) módulo do vetor tensão do PAC mediante a conexãodo controle de tensão e variação brusca da fonte primária. . . . . . . . . . 63

5.10 Comportamento da potência ativa e reativa utilizando a estrutura de má-quina síncrona virtual em uma rede acoplada. a) comportamento da po-tência ativa do PAC; b) comportamento da potência reativa do PAC; c)atuação do controle por decaimento na malha de potência ativa; d) atua-ção do controle por decaimento na malha de potência reativa; e) módulodo vetor tensão do PAC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

5.11 Comportamento da potência ativa e reativa utilizando a estrutura de má-quina síncrona virtual em uma rede predominantemente indutiva. a) com-portamento da potência ativa do PAC; b) comportamento da potência rea-tiva do PAC; c) atuação do controle por decaimento na malha de potênciaativa; d) atuação do controle por decaimento na malha de potência reativa;e) módulo do vetor tensão do PAC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67

5.12 Comportamento da malha de potência ativa do método proposto em umarede predominantemente indutiva: a) Potência ativa no PAC; b) erros depotência ativa e controle por decaimento; c) frequência da rede elétrica. . 69

5.13 Comportamento da malha de potência reativa do método proposto em umrede predominantemente indutiva: a) Potência ativa no PAC; b) erros depotência reativa e controle por decaimento; c) módulo do vetor tensão darede elétrica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70

5.14 Corrente de saída do PAC: a) comportamento durante variações; b) com-portamento durante mudança entre 30 e 60 % da capacidade instalada; c)comportamento durante mudança entre 100 e 30 % da capacidade instalada. 71

5.15 Forma de onda da tensão e da corrente em uma carga linear: a) tensõesdas fases it a, b, c do PAC; b) correntes das fases it a, b, c da carga; . . . . 73

5.16 Malha de potências ao conectar uma carga linear: a) P e Q no PAC; b)erros de potência ativa e CPD; c) erro de potência reativa e controle pordecaimento; . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74

5.17 Comportamento da tensão e da frequência no PAC: a) Modulo do vetortensão; b) erro de tensão; c) frequência no PAC à entrada da carga lineartrifásica; . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75

5.18 Forma de onda da tensão e da corrente em uma carga desbalanceada: a)tensões das fases a, b, c do PAC; b) correntes das fases a, b, c da carga; . . 76

5.19 Comportamento da tensão e da frequência ao conectar uma carga des-balanceada no PAC: a) Modulo do vetor tensão; b) erro de tensão; c)frequência no PAC à entrada da carga desbalanceada; . . . . . . . . . . . 77

5.20 Malha de potências ao conectar uma carga desbalanceada no PAC: a) P eQ no PAC; b) erros de potência ativa e CPD; c) erro de potência reativa econtrole por decaimento; . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78

5.21 Sistema em modo ilhado: a) corrente ipac; b) corrente do lado da redeelétrica; c) tensão no PAC; d) potência ativa e reativa no PAC. . . . . . . . 81

5.22 Sistema em modo ilhado: a) modulo do vetor tensão do PAC; b) erro domódulo do vetor tensão do PAC; c) frequência no PAC. . . . . . . . . . . 82

Lista de Tabelas

1.1 Artigos publicados em anais de seminário. . . . . . . . . . . . . . . . . . 51.2 Artigos produzidos em parceria. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

2.1 Resumo da revisão bibliográfica referente as estruturas de controle base-adas no modelo de uma máquina elétrica aplicadas aos conversores depotência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

3.1 Parâmetros empregados na estrutura do sistema fotovoltaico. . . . . . . . 24

5.1 Parâmetros do sistema simulado. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 545.2 Parâmetros dos controladores utilizados . . . . . . . . . . . . . . . . . . 555.3 Parâmetros da estrutura de MSV implementada . . . . . . . . . . . . . . 645.4 Dados da carga e THD por fases . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 725.5 Dados da carga desbalanceada e THD por fases . . . . . . . . . . . . . . 795.6 Dados da carga e THD por fases no modo ilhado . . . . . . . . . . . . . 80

vi

Lista de Símbolos

av Polo da planta de primeira ordemas Polo da planta de primeira ordeman Polo opara o ajuste do controladorA∗v(s) Polinômio desejadoap Polo para projeto do controlado PI e DSCbv Ganho da planta de primeira ordembs Ganho da planta de primeira ordemC Capacitor do barramento CCC f Capacitor do filtro LCLD Ciclo de trabalho do conversor boostDmax Ciclo de trabalho máximo do conversor boostDp Ganho de droop para potência ativaDq ganho de droop para potência reativaDSC f (s) Função de transferência do controlador DSCDSC(s) Função de transferência do controlador DSC genéricoesr Resistência de perdas nos dielétricosE∗ Tensão nominal da redeEmin Tensão nominal medida da redeF Constante de atrito de uma máquina elétricaf Frequência da redefp Frequência de corte para a malha de potência ativafq Frequência de corte para a malha de potência reativaGim f (s) Função de transferência em malha fechada utilizando o DSCGpi(s) Função de transferência do controlador PIGi(s) Função de transferência do controle de correnteGC f (s) Função de transferência do controle de tensão do capacitor do filtroGC f m f (s) Função de transferência do controle de tensão do capacitor do filtro em

malha fechadaGm f (s) Função de transferência em malha fechada do controlador PI e planta

de primeira ordemGmac(s) Função de transferência em malha aberta

vii

Gv(s) Função de transferência genérica de primeira ordemG f (s) Função de transferência genérica de primeira ordemGcv(s) Função de transferência de um controlador PI genéricoH(s) Função de transferência de ganho unitárioisgpacd Corrente alpha da rede

isgpacq Corrente beta da redei′g Corrente complexa entregue a rede

igpac Corrente da redeis∗f dq Corrente de referência do controle da tensão do filtro

isf q Corrente do PAC no referência estacionário

ie∗dq Corrente de referência de saída do controle do barramento CC no refe-rencial síncrono

is∗dq Corrente de referência de saída do controle do barramento CC no refe-rencial estacionário

i∗dq Corrente de referência para o controle de corrente

is∗f vdq Corrente de referência saída do controle de tensão do filtro LCL

is Corrente de saída do filtroi f Corrente de saída do inversori f a, f b, f c Corrente no PAC no referencial naturali f (s) Corrente de saída do inversor no domínio da frequênciaie′

dq Corrente de saída do MPPT

ipv Corrente de saída do painel fotovoltaicoigabc corrente entregue à redeicc Corrente entregue ao inversoricc,min Corrente mínima entregue ao inversoripv,min Corrente mínima no painel fotovoltaicoic Corrente do capacitorIc(s) Corrente do capacitor no domínio da frequênciaipv Corrente média após o chaveamento do boostig,pac Corrente de saída do PACjXg Reatância vista do lado da redeJ Coeficiente de de uma máquina elétricaKconv Constante da dinâmica do capacitor do barramento CCkpd Constante de inércia para potência ativakpq Constante de inércia para potência reativaki Ganho integrativo do controlador PI

kp Ganho proporcional do controlador PIK1,2 Chaves utilizadas na simulaçãolb Indutor do conversor boostLg Indutor do lado da redeL f Indutor do lado do inversorL f g Indutor do filtro do lado da redeLv(s) Denominador de um controlador PI genéricolboost,crit Indutor do boost na condição críticam1 Declividade da reta de potência ativam2 Declividade da reta de potência ativam Constante de decaimento para a potência ativan Constante de decaimento para a potência reativan1 Declividade da reta de potência reativan2 Declividade da reta de potência reativap0 f ,1 f ,2 f Ganhos do controlador DSCp0,1,2 Ganhos de um controlador DSC genéricoPv(s) Numerador de um controlador PI genéricoP1,2 Potência ativa da curva de controle por decaimentoP1max,2max Potência ativa máxima admitidaPgen Potência ativa de uma fonte genéricaPre f Potência ativa de saída do droop control

Pimp Potência ativa imposta pelo barramento CCPd Potência ativa de saída do droop control

P Potência ativa medida no PACPpv,min Potência ativa mínima do Painel fotovoltaicoPset Potência ativa imposta a estrutura de máquina síncrona virtualQ(s) Função de transferência da potência ativa para uma análise de pequenos

sinaisP Variação mínima da potência ativa do PAC para uma análise de peque-

nos sinaisQ Variação mínima da potência reativa do uma análise de pequenos sinais

PACQd Potência reativa de saída do droop control

Qgen Potência reativa de uma fonte genéricaQ1,2 Potência reativa da curva de controle por decaimentoQimp Potência reativa imposta a máquina síncrona virtualQ1max,2max Potência reativa máxima admitidaQ Potência reativa medida no PAC

Qset Potência reativa imposta a estrutura de máquina síncrona virtualQd Potência reativa de saída do controle por decaimentoQ(s) Função de transferência da potência reativa para uma análise de peque-

nos sinaisr f g Resistência interna do indutor do lado rederp Resistor da dinâmica de carga e descarga do capacitorr f Resistor do lado do inversorrd Resistor de amortecimentoRg Resistência de uma rede genéricaRv(s) Denominador de uma função de transferência genérica de primeira or-

demS Potência aparenteTe Conjugado elétrico de uma máquina elétricaTn Termo multiplicativo de um sistema de terceira ordemTm Conjugado mecânico de uma máquina elétricaT (s) Função de transferência para malha fechada do controlador DSCts,2% Tempo de estabilizaçãoTs Tempo de chaveamento do conversor boostVAgen Tensão de uma fonte genéricaVBgen Tensão de uma fonte genéricav′C f tensão complexa medida no capacitor do filtro

v′g f tensão complexa medida no lado da rede

vg Tensão da rede elétricavd Tensão de eixo direto do PLLvq Tensão de eixo em quadratura do PLLv∗C Tensão de referência para o controle de tensão do barramento CCVC f Tensão do capacitor do filtro LCL para uma análise de pequenos sinaisVre f Tensão de referência para uma análise de pequenos sinaisVg Tensão da rede para uma análise de pequenos sinaisvs∗

C f dq Tensão de referência para o controle de tensão do filtro LCL

v f (s) Tensão de saída do inversor no domínio da frequênciav∗f Tensão de Tensão de referência para o VSI

vpv Tensão de saída do painel fotovoltaicovCpac Tensão do capacitor do filtrovCpacabc Tensão do capacitor do filtro no referencial naturalvC f Tensão do capacitor do filtrovC f (s) Tensão do capacitor do filtro no domínio da frequência

vc Tensão do capacitor do barramento CCVc(s) Tensão do capacitor do barramento CC no domínio da frequênciavnp Valor de pico nominal da rede elétricavPLL Tensão do PLLVre f Função de transferência para a malha de potência reativa e tensãovs

C f q,d Tensão ideal para o controle de tensão

vs∗Cq,d Tensões de referência do capacitor do filtro

vs∗fCq,d Tensões de referência geradas pela estrutura de máquina síncrona vir-

tualv∗f 1, f 2, f 3 Tensões de referência impostas ao inversor VSI

vpv,min Tensão mínima do Painel fotovoltaicovn Tesão nominal do controle por decaimentowmin Variação minima da frequência da rede elétricaws Frequência da redew∗ Frequência nominal da redewn Frequência nominal medida da redew Velocidade angular do PLLwr Velocidade de uma máquina elétricawre f Velocidade da máquina síncrona virtualwPLL Frequência do PLL em rad/swmaq Frequência de uma máquina elétricawre f Variação mínima da velocidade da máquina síncrona virtualwmaq Velocidade em rad/s para em uma análise de pequenos sinaiswg Variação mínima da frequência da redeWre f (s) Função de transferência da malha de potência ativa e frequênciaX s Grandeza no referencial estacionárioXe Grandeza no referencial síncronoX Variável utilizada para representaçãoXn Variável utilizada para uma representação em um valor nominalX Representação de uma varição mínimaXgen variáveis genéricasXabc Referencial naturalX s

dq Referencial estacionário

Xedq Referencial síncrono

Zc(s) Impedância da função de transferência do capacitor do barramento CCZg Impedância de conexão da rede elétrica

Zv(s) Numerador de uma função de transferência genérica de primeira ordemZ Impedância genérica entre duas fontesδ Ângulo de cargaθMaq ângulo gerado pela máquina síncrona virtualθPLL ângulo gerado pelo PLLξ Coeficiente de amortecimentoα0,1,2 contantes para calculo do controlador DSC∆ipv Variação da corrente do indutor do boost∆w Variação da frequência da rede elétrica∆E Variação da tensão da rede elétrica∆P Variação da potência ativa∆Q Variação da potência reativaδ Angulo de carga para uma análise de pequenos sinaisδre f Variação mínima do angulo de cargaβ Ângulo referente ao coeficiente de amortecimento ξ

Lista de Abreviaturas e Siglas

ANEEL Agência Nacional de Energia ElétricaCA Corrente AlternadaCC Corrente ContínuaCCM Current Control ModeCPD Controle por DecaimentoCS Conversor SíncronoDSP Digital Signal ProcessorDFIG Doubly Fed Induction GeneratorDSC Dual Sequence ControllerDG Distributed GenerationFP Fator de PotênciaGD Geração DistribuídaGSV Gerador Síncrono VirtualHVDC High Voltage Direct Current

HCM Hibrid Control ModeIS Inversor SincronizadoIEEE Industrial of Electrical and Electronics EngineersLEIER Laboratório de Eletrônica Industrial e Energias RenováveisMME Ministério de Minas e EnergiasMSV Máquina Síncrona VirtualMPPT Maximum Power Point TrackerPMSG Permanent Magnet Synchronous GeneratorPLL Phase Locked LoopPV Photvoltaic SystemPAC Ponto de Acoplamento ComumPSIM Power SimulatorPSS Power System StabiliserPI Proportional IntegralPWM Pulse Width ModulationPSCAD Power systems Computer AidedP&D Pesquisa e Desenvolvimento

xiii

P&O Pertubar e ObservarRTDS Real Time Digital Power System SimulatorSEP Sistema Elétrico de PotênciaSIN Sistema Interligado NacionalSRF-PLL Synchro- nous Reference Frame Phase-locked-loopSGD Sistema de Geração DistribuídaSHVDC Sincroverter Higth Voltage Direct CurrentTHD total harmonic distorcionVSI Voltage Source InverterVCM Voltage Control Mode

Capítulo 1

Introdução

O sistemas elétrico de potência (SEP) possui como principal objetivo gerar e fornecerenergia elétrica a consumidores industriais, urbanos e rurais, levando em consideraçãoprincípios básicos como segurança e confiabilidade. No Brasil, a geração de energia elé-trica é provida, na sua grande maioria, por usinas hidroelétricas. No entanto, a limitaçãodas bacias hidrográficas e as atuais restrições ambientais limitaram a sua expansão (MME;EPE, 2007). Dessa forma, para promover o desenvolvimento e atender às necessidadesde uma sociedade eletro-intensiva, se mostra oportuno a utilização de fontes de energiasrenováveis, tais como eólica e solar. Geralmente, estas fontes são instaladas próximosaos consumidores finais, segundo o conceito de Sistemas de Geração Distribuída (SGD).De acordo com Blaabjerg e Ma (2017), 3,7% da energia elétrica global foi gerada a par-tir sistemas eólicos entre 2010 e 2016, alcançando uma potência instalada de 487 GW.Já os sistemas de geração fotovoltaicas obtiveram um total de 295 GW no final de 2016(FORMICA; KHAN; PECHT, 2017). No Brasil, de acordo com ANEEL (2017) e MME(2017), a capacidade instalada total da geração de energia elétrica atingiu 154 GW nomês de agosto de 2017. Na Figura 1.1 é apresentada a distribuição da geração de energiaelétrica brasileira de acordo com a fonte primária utilizada. Nota-se que 7,4 % da energiaelétrica gerada é proveniente de fontes renováveis do tipo eólica e solar, além disso, aparcela composta pela geração de energia eólica é representa 7,2 % da energia elétricagerada. Isso ocorre devido a capacidade dos aerogeradores, estes, que na grande maioriados casos, comportam capacidades de geração superiores a MW de potência gerada. Ape-sar do crescimento das instalação de sistemas eólicos e solares, as centrais hidroelétricasainda comportam uma maior capacidade de geração de energia elétrica, ou seja, 64,5 %to total instalado, como ilustrado na Figura 1.1.

No Brasil, as conexões de novas fontes de geração são feitas ao SEP através do Sis-tema Interligado Nacional (SIN), composto principalmente por usinas hidrelétricas distri-buídas em dezesseis bacias hidrográficas nas diferentes regiões do país (ANEEL, 2008).

CAPÍTULO 1. INTRODUÇÃO 2

Nos últimos anos a instalação de usinas eólicas e solares, principalmente nas regiõesNordeste e Sul, apresentou um forte crescimento, aumentando a sua importância no aten-dimento do mercado de energia elétrica (ONS, 2017). Geralmente, os sistemas de geraçãoeólica e solar são conectados na rede através de conversores de potência que viabilizam ofornecimento da energia gerada pela fonte primária de forma controlada. Os sistemas degeração que utilizam fontes renováveis possuem características intermitentes, com fluxode potência descontínuo com variações bruscas em curtos intervalos de tempo (SERBAN;ORDONEZ; PONDICHE, 2017).

Gás Natural 8,5%

Eólica 7,2%

Hidraúlica 64,5% Térmica 28,1%

Solar 0,2%

Biomassa 9,2%

Petróleo 6,6%

Carvão 2,4%Nuclear 1,3%

Outros 0,1%

Figura 1.1: Capacidade energética brasileira no mês de agosto de 2017.

Como esses sistemas são conectados na rede elétrica a partir de conversores de potência,a potência é fornecida de forma rápida e estática, ou seja, todo comportamento da fonteprimária de geração é replicado na rede elétrica. Dessa forma, com muitos SGDs cone-tados à rede o sistema elétrico ficará sujeito a sofrer variações de tensão e frequência ereplicá-los de forma igualitária (BASLER; SCHAEFER, 2008). A partir disso, o sistemacompleto será um conjunto interligado de SGDs, e que cada SGD, de origem eólica ousolar, deve ser responsável para manter as características de tensão e de frequência nomi-nais no ponto de acoplamento comum (PAC) para assegurar a continuidade na geração deenergia elétrica.

Nos sistemas de geração a partir de geradores síncronos, a variação da potência for-necida pela fonte não é entregue de forma instantânea. Diferente dos sistemas de geraçãorenováveis, os geradores síncronos, devido a inércia presente no rotor e não utilizaçãode inversores para a conexão com a rede elétrica, entregam sua potência de forma suavesem exercer alterações bruscas de tensão e de frequência no PAC (BASLER; SCHAE-FER, 2008). Desse modo, a interação entre os conversores de potência presentes nossistemas renováveis e o comportamento destes sistemas é estudada afim de replicar nes-


ses conversores um comportamento similar ao existente em geradores síncronos. Paraessa finalidade são feitas alterações nas estruturas de controle pré-existentes em sistemasrenováveis. Geralmente, a estrutura de controle empregada a um sistema renovável podeser feita no modo fonte de corrente ou fonte de tensão (LI; HE, 2014). Em ambos oscasos, quando utilizado, o controle de tensão pode ser imposto de modo direto, ou seja,uma única malha de tensão, ou no modo cascata com uma malha interna de controle decorrente (BOSE, 2017). Entretanto, essas estratégias de controle não modificam o com-portamento do conversor, fazendo com que o mesmo ainda ofereça um nível de potênciarápido e estático a variações da fonte primária ou do PAC, sendo este comportamento umdos principais agravantes para o uso desses tipos de sistemas em larga escala.

Tipicamente, o método comum de controle aplicado a sistemas de geração eólica esolar tem por objetivo extrair a máxima potência destas fontes e então entregá-la à redeelétrica (BOSE, 2017). A inserção de poucas unidades de geração renovável à rede elé-trica não implica em danos severos a estabilidade do sistema, pois os geradores síncronosconvencionais podem atuar como sistemas reguladores e garantir a estabilidade. Entre-tanto, se o nível de penetração desses sistemas crescer muito, os geradores convencionaispodem não ser suficientes para manter a estabilidade do sistema (ZHONG, 2016), poiscaracterísticas como tensão e frequência no PAC não serão impostas apenas por essesgeradores, sendo impostas também pelos SGDs podendo ocasionar variações de tensão,variações de frequência e oscilações entre sistemas conectados em um mesmo PAC . Paracontornar esse problema, é necessário controlar os conversores de forma que os mesmospossam oferecer estabilidade e segurança ao sistema.

Uma possibilidade para viabilizar a estabilidade é aproximar o comportamento doconversor de um sistema renovável à um gerador síncrono, ou seja, inserir no conversorde potência características inerciais semelhantes as existentes em uma máquina síncronaconvencional, provendo a continuidade de tensão, frequência e a possibilidade de operarde forma isolada da rede elétrica. Esta nova maneira de operar um conversor é referen-ciada na literatura, em sua grande maioria de trabalhos, como máquina síncrona virtual(MSV) ou gerador síncrono virtual (GSV) (ZHENG et al., 2018). Há ainda outras no-menclaturas, tais como conversores síncronos (CS) (XIONG et al., 2016), inércia virtuale controle por decaimento (CPD) (SOLANKI et al., 2016) (TAYAB et al., 2017). Dentreessas nomenclaturas a principal diferenças entre esse sistemas é a forma como os mesmossão empregados na estrutura primária de controle de um sistema renovável intermitente enão despachável. Em uma estrutura primária de controle predomina o controle de tensãoe de corrente. O controle de corrente não garante tensão constante no PAC, ou seja, essatensão dependerá diretamente das características da rede a qual o sistema renovável for


conectado. Por outro lado, o controle de tensão garante a tensão PAC, contudo, a impo-sição dessa tensão depende diretamente da capacidade de geração da rede elétrica. Ouseja, em uma rede elétrica de alta capacidade de geração é comum ser considerada umbarramento infinito no qual a mesma irá impor a tensão no PAC. Além disso, por maisque o controle de tensão tente impor um tensão ideal no PAC, a utilização apenas dessescontrole não permite a operação em modo desconectado da rede elétrica, pois não mantéma frequência (rad/s) no PAC constante.

Tendo em vista as limitações das estruturas de controle tradicionais (controle de tensãoe/ou controle de corrente) e o crescimento das instalações de sistemas de geração deenergia elétrica oriundos de fontes eólicas e solares, as estruturas de MSV (ou GSV), CS,inércia virtual e CPD visam o controle do fluxo de potência entre uma rede primária, ouSGD, e o PAC, assim como operação em modo ilhado e conectado à rede elétrica. Porsua vez, as estruturas podem se adequar ao controle de tensão e de corrente, gerandouma tensão de referência e uma frequência de referência, como os métodos de MSV eCDP ou substituir completamente a estrutura de controle tradicional, ou seja, o CS. OCS não utiliza os controles de tensão e de corrente tradicionais, sendo esse método omais similar a uma máquina elétrica por associar diretamente os parâmetros construtivosde um sistema renovável frente aos parâmetros construtivos de uma máquina elétrica.Por outro lado, há métodos que incluem uma pequena parcela aos sistemas de controleconvencionais, como é o caso da inércia virtual. A inércia virtual, se caracteriza por imporuma parcela as variáveis de referência de tensão e de corrente ao sistema de controletradicional empregado em fontes intermitentes e não despacháveis.

1.1 Motivação

A grande inserção de conversores conectados à rede elétrica pode comprometer aestabilidade total e a qualidade de energia do SEP. A utilização de estratégias de controleque visem garantir as características de operação em tensão e frequência nominais têmse tornado objetivo das pesquisa em aplicações de sistemas de geração de energia elétricaconectados à rede elétrica por meio de conversores de potência. As estratégias de controletradicionais aplicadas aos sistemas renováveis não garantem a continuidade do sistemadurante longas variações provenientes do comportamento da fonte de geração ou de outrasfontes externas. Dessa forma, a implementação de estratégias de controle baseadas emMSV visam suavizar o comportamento dos sistemas de geração renovável, oferecendouma notável melhora na estabilidade e na qualidade de energia elétrica gerada por estessistemas, além disso, os métodos de MSV possibilitam a operação em modo desconectado


da rede elétrica.

1.2 Objetivos

O objetivo geral deste trabalho é realizar a implementação de uma estratégia de con-trole baseada em máquina síncrona virtual, aplicada a sistemas fotovoltaicos conectadosà rede elétrica trifásica. Os objetivos específicos são:

• Estudar os modelos de máquinas síncronas virtuais aplicados a sistemas de geraçãofotovoltaicos.• Implementar a adequação do conceito de máquina síncrona virtual na estrutura con-

vencional de controle do sistema fotovoltaico trifásico.• Avaliar, por meio de estudos teóricos, o sistema de controle implementado mediante

variações da fonte primária de geração;• Avaliar o sistema de controle implementado por meio da operação do sistema foto-

voltaico em modo isolado da rede elétrica;• Implementar em plataforma de simulação a estratégia de controle proposta em uma

planta fotovoltaica trifásica.

1.3 Contribuições

As principais contribuições são:

• Modelo matemático de uma estrutura de controle baseada em uma máquina elétricaaplicada a conversores de potência;• Análise do sistema de controle implementado frente ao comportamento intermitente

dos conversores e características da impedância de conexão entre os sistemas deenergias renováveis e o sistema elétrico.

Com relação às publicações dos resultados obtidos no decorrer deste trabalho, na Ta-bela 1.1 apresenta-se o artigo publicado em anais de seminário.

Tabela 1.1: Artigos publicados em anais de seminário.

Seminário Título Autores

Seminar on Power Electro-

nics and Control - SEPOC

2018

Inércia Virtual e Controle por

Decaimento em Sistemas Foto-

voltaicos Trifásicos∗∗

Dantas, E. S.; Ribeiro, R.

L. A.; Alves, D. K.; Fon-

seca, T. Q.; Rocha T. O. A.**Publicado.


Além disso, durante o mestrado, o autor participou na elaboração de três artigos emanais de congresso, conforme apresentado na Tabela 1.2.

Tabela 1.2: Artigos produzidos em parceria.

Anais de congresso Título Autores

Congresso Brasileiro de

Automática-CBA 2018

Avaliação do impacto harmô-

nico de corrente devido aà inser-

ção de sistemas fotovoltaicos à

rede elétrica ∗∗

Nunes, E. A. F.; Silveira, L.

F. Q.; Alvez, D. K.; Dantas,

E. S.; Pessoa, G. A. P. C. A.

Congresso Brasileiro de

Automática-CBA 2018

Controle de potência de siste-

mas fotovoltaicos utilizando a

técnica de impedância virtual ∗∗

Fonseca, T. Q.; Ribeiro, R.

L. A.; Costa, F. B.; Rocha

T. O. A.; Dantas, E. S.Conferência Brasileira so-

bre Qualidade da Energia

Elétrica-CBQEE 2017

Controle de potência de siste-

mas fotovoltaicos utilizando a

técnica de impedância virtual∗∗

Alvez, D. K.; Costa, F. B.;

Ribeiro, R. L. A.; Nunes,

E. A. F.; Nolasco, A. H. S.;

Dantas, E. S.Brasilian Power Electronics

Conference -COBEP 2017

Impact of PV system on mi-

crogrids under different levels

of penetration and operational

scenarios∗∗

Nunes, E. A. F.; Alvez, D.

K.; Dantas, E. S.; Rocha,

T. O. A.; Ribeiro, R. L. A.

Costa, F. B.

**Publicado.

1.4 Metodologia

O trabalho proposto nesta dissertação de mestrado foi desenvolvido de acordo com aseguinte metodologia:

• Levantamento bibliográfico do estado da arte dos principais esquemas de controleutilizados na implementação do controle baseado em MSV;• Estudos de modelos dinâmicos da MSV adequada a estrutura do sistema de geração

fotovoltaicos;• Definição da estrutura de controle adequada à aplicação e definição da metodologia

de projetos dos controladores;• Implementação de uma plataforma de simulação com o sistema de controle pro-

posto baseado em MSV, utilizando software PSIM (do inglês, Power Electronics

Simulation).


1.5 Organização do Trabalho

Esta dissertação está organizada da seguinte maneira:

• No capítulo 2 é apresentado um levantamento do estado da arte referente aos mo-delos de máquina síncrona virtual e suas aplicações em sistemas sistemas de gera-ção distribuída conectados à rede elétrica.• No capítulo 3 são apresentados detalhes sobre a conexão de um sistema fotovol-

taico à rede elétrica a partir de um conversor trifásico.• No capítulo 4 é discutida a estrutura de controle empregada ao sistema e as modi-

ficações necessárias para inserção do conceito de máquina síncrona virtual.• No capítulo 5 são apresentados os resultados de simulação da estrutura de controle

proposta.• No capítulo 6 são apresentadas as conclusões obtidas durante a realização deste

trabalho e atividades futuras condizentes com essa dissertação.

Capítulo 2

Estado da Arte

Devido ao crescimento da geração de energia elétrica a partir de fontes renováveis épreciso estratégias de controle mais eficazes para atuar na continuidade do sistema elé-trico. Nesta direção, estratégias de controle baseadas em MSV vem ganhando um cres-cente interesse no meio científico (SERBAN; ORDONEZ; PONDICHE, 2017).

As fontes intermitentes de energia elétrica, como eólica e solar, utilizam conversoresde potência para injetar potência na rede elétrica (ARBOLEYA et al., 2015). Os conver-sores de potência são utilizados como meio de interconexão entre essas fontes e a redeelétrica. Já na forma de geração de energia elétrica tradicional, os geradores síncronos,que são conectados diretamente à rede elétrica, convertem a energia mecânica em energiaelétrica, cuja a dinâmica depende de suas características construtivas. No caso de sis-temas fotovoltaicos, as suas dinâmicas são de natureza elétrica e dependem diretamentedos parâmetros construtivos dos conversores de potência (ZHONG; WEISS, 2011), umavez que características como a intermitência e não despachabilidade são decorrentes defatores externos à esses sistemas, que, por sua vez, impossibilitam uma mudança efetivano comportamento dos sistemas renováveis oriundos de fontes eólicas e solares.

O conceito de emulação do modelo de uma máquina elétrica em um conversor depotência foi inicialmente apresentado por Beck e Hesse (2007) e logo depois aprofundadopor vários autores (ZHONG; WEISS, 2011), (WANG; HU; YUAN, 2015), (XIONG etal., 2016), (CHEN; XU; HUANG, 2017), (BOLZONI et al., 2018). Segundo Zhong eWeiss (2011), uma MSV é composta por uma parte de potência, que são os componentesresponsáveis pela conversão de potência e da medição das variáveis utilizadas no controledo sistema (sensores, filtros de conexão, entre outros) e a parte de processamento (DSP, doinglês Digital Signal Processor e RTDS, do inglês, Real Time Digital Simulator), que atuana aquisição de dados de tensão e corrente de sistemas. Em geral, estruturas de MSV podese comportar como fonte de tensão ou fonte de corrente. Tratando-se de fonte de corrente,o conversor irá operar a partir de uma corrente de referência e, como um gerador síncrono

CAPÍTULO 2. ESTADO DA ARTE 9

convencional, apresentará uma inércia virtual e um fator de amortecimento. Como fontede tensão, o conversor irá operar a partir das tensões geradas pela estrutura de MSVapresentando características como a inércia virtual, coeficiente de atrito, indutância decampo e indutância mútua (ZHONG; WEISS, 2011). A partir disto, utilizar um modelode MSV como fonte de tensão é mais seguro por apresentar mais características presentesnos geradores e também pelos sistemas de distribuição atuais que, em sua maioria, sãocomposto por fontes de tensão (ZHONG; WEISS, 2011).

Segundo Xiong et al. (2016), os métodos para emular uma MSV podem ser divididosem: i) conversores síncronos, ii) MSV e iii) inércia virtual, sendo que, em alguns casos,os conceitos de controle por decaimento e impedância virtual são utilizados na implemen-tação da MSV. No entanto, impedância virtual é um assunto amplo e não é abordado nestetrabalho. As aplicações de MSV podem ser divididas, em sua maioria, em: i) estabiliza-ção de frequência e tensão e ii) auto balanço de potência.

2.1 Controle por Decaimento

O controle por decaimento baseia-se na relação de proporcionalidade entre a variaçãodas potências ativa/reativa e as variações de frequência/tensão. A partir disto, o controlepor decaimento atua regulando a potência ativa por meio uma variação de frequência epotência reativa a partir de uma variação de tensão (D’ARCO; SUUL, 2014a). A ideiabásica da utilização do controle por decaimento é fornecer variações das potências ativa ereativa a partir das variações de frequência e tensão do sistema (D’ARCO; SUUL, 2014a).Além disso, por ter atuação de proporcionalidades, um alto valor de ganho aplicado aocontrole por decaimento melhorará a estabilidade do sistema a variações de carga noPAC, contudo, faz com que os valores de tensão e frequência oscilem mais rapidamenteem torno do seu valor nominal.

Os esquemas de controle por decaimento são propostos de diferentes maneiras (TAYABet al., 2017). Sun et al. (2017) propuseram uma comparação entre a utilização de controlepor decaimento e impedância virtual para manter sinais de tensão e frequência no PACestáveis. O sistema utiliza um filtro LCL acoplado a um conversor e este conectado a umafonte de tensão. Para validar os resultados, Sun et al. (2017) simularam um sistema comtrês SGDs conectados a um PAC. Neste sistema foram impostas variações de potência noPAC e os resultados experimentais apresentaram uma similaridade com os resultados desimulação. A utilização apenas do controle por decaimento apresentou resultados oscila-tórios de potência e de frequência a variações de carga no PAC. O método de controle porimpedância virtual no trabalho apresentou uma pequena oscilação e um alto overshoot


e, por fim, a estratégia de controle por decaimento proposta por Sun et al. (2017) nãoapresentou oscilações estabilizando o sistema de forma suave a cada transição de cargano PAC. No entanto, o sistema utiliza uma fonte de tensão para emular um sistema re-novável. Usualmente, em sistemas renováveis o barramento CC não é implementado poruma fonte de tensão, mas sim por capacitores que são carregados a partir da cogeração.Nesses sistemas ocorrem variações da potência fornecida, dessa forma o método propostopor Sun et al. (2017) necessita de modelos matemáticos para aferir também o controle dapotência entregue por estes sistemas durante a variações potência provenientes da fonteprimária de geração.

Um grupo composto pela conexão de cargas e pequenas fontes de geração compõemuma microgeração (ANEEL 482). Uma microgeração deve operar de forma paralela e,em caso de faltas ou perda total da estabilidade, a mesma deve estar apta a ser desco-nectada e trabalhar isoladamente (ARBOLEYA et al., 2015),(SUJIL; KUMAR, 2016).No entanto, gerenciar micro gerações (fontes renováveis e/ou fontes de armazenamento)durante a transição entre o processo de ilhamento e a reconexão com à rede se torna umgrande desafio (SOLANKI et al., 2016), (KATIRAEI et al., 2008). A partir disso, So-lanki et al. (2016) propuseram um controle por decaimento virtual em uma micro geraçãopara manter estáveis: tensão e frequência, balanço de potência e operação do sistemamediante fatores adversos como perda de comunicação e/ou sabotagem. A estrutura uti-lizada é comparada com as técnicas convencionais de controle por decaimento. Solankiet al. (2016) dispuseram de um sistema experimental composto por um gerador a gás de100 kW, uma bateria de 56 kWh, um conversor de 250 kW e um banco de carga de 100kW. Quando está operando em modo ilhado, o sistema se comporta como fonte de ten-são utilizando como fonte primária o sistema de armazenamento. Os resultados descritosapresentam valores de variação de frequência e potência dentro dos limites aceitáveis ci-tados pelos autores, no entanto, a partir de uma variação brusca de frequência o sistemaperde a estabilidade, sendo necessário o uso do armazenamento para manter o sistemaem atuação. Ou seja, para que o sistema trabalhe isoladamente é necessário um banco debaterias, e além disso ao usar um gerador a gás, características presentes em geradoresconvencionais são reproduzidas oferecendo à rede uma margem prévia de estabilidade.Dessa forma, é interessante aplicar o método de controle por decaimento virtual a siste-mas de geração que utilizem fontes renováveis, para analisar as respostas de frequência etensão a variações de potência oferecida por estes sistemas.

Em uma alta penetração de fontes intermitentes de energia é comum que ocorramconstantes flutuações de tensão no PAC (XIE Z. XU; WONG, 2013). As estruturas con-vencionais de controle por decaimento, que imitam a operação paralela de geradores sín-


cronos, podem resolver este problema, contudo, essas estruturas adotam ganhos fixos que,em casos de alta penetração, não apresentam um bom desempenho (LI; P.WONG, 2017).Li et al. (2018) propuseram um controle por decaimento com ganhos variáveis para atuarem sistemas de alta penetração. A estrutura de controle proposta pelos autores é consti-tuída de uma malha de potência reativa com ganho variável para reduzir as flutuações detensão no PAC. A partir da capacidade do sistema de geração os autores inserem ou con-somem reativo da rede elétrica para evitar as flutuações. Os autores validaram o métodopor meio de simulações em um conjunto de sistemas interconectados com potência de 2MW. Os resultados apresentados demonstraram que foi capaz reduzir a flutuação da ten-são no PAC para 0,02 PU com um consumo de reativo de 0,431 MVar frente a 1,02 PU e1,497 MVar ao utilizar as estruturas convencionas e a mesma estrutura com ganhos fixos.No método de controle por decaimento proposto não é referenciada a potência ativa, nema conexão de cargas no PAC, uma vez que essas características influenciam na tensão doponto de acoplamento, podendo atuar negativamente no método.

Geralmente, em sistemas de geração que não possuem comunicação são utilizadas es-truturas de controle por decaimento, visando a operação estável a transientes (PLANASA. GIL-DE-MURO; ALEGRIA, 2013). É comum que os SGDs não apresentem con-dições ideais para a utilização do controle por decaimento devido a sua conexão à redeelétrica apresentar características resistivas que, por sua vez, influenciam diretamente nosmétodos de controle por decaimento (YU A. M. KHAMBADKONE; TERENCE, 2010).Para reduzir esse efeito resistivo são utilizados transformadores de acoplamento, contudo,tais transformadores encarecem e geram não linearidades no sistema, dificultando seu mo-delo e, consequentemente, sua estrutura de controle (MAHMOOD; JIANG, 2015). Bol-zoni et al. (2018) propuseram uma estrutura de controle por decaimento utilizando umaimpedância virtual adaptável para modelar a impedância do ponto de conexão. Os au-tores validaram o método por meio de uma estrutura experimental constituída por únicoinversor conectado à rede elétrica. O testes experimentais consistiram na observação dosníveis de variação das potências ativas e reativas no PAC ao serem impostas variações detensão e frequência no sistema. Um equipamento para a aferição da impedância da redeelétrica e então adição da impedância virtual foi utilizado pelos autores. Para variaçõesde frequência e de tensão no PAC obteve-se resultados satisfatórios com baixos níveis deoscilação. É importante notar que foi utilizado um equipamento para aferição da impe-dância online no PAC, implicando em um gasto adicional empregado ao método, contudo,os trabalho proposto por Bolzoni et al. (2018) apresentou resultados satisfatórios.


2.2 Conversores Síncronos

Segundo Zhong e Weiss (2011), um CS é um modelo de MSV equivalente a um gera-dor síncrono com um pequeno banco capacitor conectado em paralelo com os terminaisdo estator. Um CS pode ser divido em duas partes: uma parte elétrica e uma parte me-cânica. Ou seja, o filtro (L,LC ou LCL) e o conversor de potência utilizado em sistemasintermitentes representam os enrolamentos e a característica construtiva de uma máquinaquanto ao tipo de polos (lisos ou salientes). Por sua vez, emulação das característicasinerciais é viabilizada pela dinâmica do barramento de corrente contínua (CC) do con-versor no qual este representa o rotor de uma máquina elétrica. A proposta do CS partedas equações mecânicas de uma máquina síncrona apresentando suas vantagens e des-vantagens (ZHONG; WEISS, 2011). Entretanto, por não ser uma estrutura física, o CSpode utilizar em seu modelo matemático valores variáveis de inércia e atrito otimizandoo modelo virtual implementado.

Zhong e Weiss (2011) emulam um CS utilizando uma fonte de tensão CC para emularum sistema de geração renovável. A fonte de tensão é conectada a um conversor trifásicopor meio de uma capacitor de acoplamento. A saída trifásica do conversor é conectadana rede elétrica a partir de um filtro de conexão LC e a impedância deste filtro representaa impedância do estator do CS proposto por Zhong e Weiss (2011). É utilizado um PLL(do inglês, Phase Locked Loop ) para a sincronização com a rede elétrica e o controle pordecaimento é aplicado no controle de potência ativa e reativa. O mecanismo de controlepor decaimento é aplicado na potência ativa comparando o ângulo da rede e o ângulogerado a partir do modelo de MSV implementado. A diferença entre o ângulo da rede eo ângulo gerado pelo CS é implementada a partir de um fator de ganho que caracterizaa implementação do controle por decaimento na estratégia de controle e sincronizaçãoutilizada por Zhong e Weiss (2011).

Em sistemas eólicos de geração que utilizam geradores de indução duplamente ali-mentado (DFIG, do inglês, Double Feed Induction Generator) e geradores síncronos deimã permanente (PMSG, do inglês, permanent magnet synchronous generator) é neces-sária a utilização de conversores back-to-back para a conexão com à rede elétrica. Essessistema back-to-back têm dois estágios de conversão, ou seja, CA/CC e CC/CA, diferentedos sistemas de geração solar que utilizam um conversor CC/CA. Várias estratégias têmsido propostas para o controle de retificadores, que consistem em alcançar um alto fa-tor de potência e uma forma de corrente completamente senoidal (DIXON; OOI, 1988),(ZHOU; WANG, 2003). No entanto, as estrategias de emulação de estruturas de MSVem conversores na condição de inversor podem ser aplicadas aos aos mesmo conversores


na condição de retificadores. Ma, Zhong e Yan (2012) desenvolveram a mesma estru-tura de MSV aplicada a conversores no modo retificador utilizado o modelo de um motorsíncrono para a implementação da estratégia de MSV. Diferente das estratégias conven-cionais, neste caso são necessárias duas malhas de controle, uma malha para controle depotência e uma malha para o controle da tensão de saída. A malha de controle de potênciaativa resulta no ângulo para equação de campo de uma máquina elétrica, enquanto quea malha de controle de tensão do sistema é utilizada para gerar a excitação de campo domotor síncrono. A partir da análise proposta por Ma, Zhong e Yan (2012) conclui-se queum CS pode operar também com retificador.

Estratégias de emulação CS podem ser aplicadas a SGDs de baixa tensão. Atual-mente, a maior parte das conexões realizadas com os sistemas fotovoltaicos são enqua-dradas nesta configuração. Para que um PAC seja alimentado por dois SGDs de uma redede baixa tensão é necessário que estes sistemas se mantenham estáveis. Dessa forma,Peyghami et al. (2017) emularam um CS para atuar em um sistema de baixa tensão com-posto por duas fontes renováveis e um PAC comum. O CS proposto é composto por umaestrutura de controle por decaimento a partir da inserção de uma fonte CA de baixa tensãona saída do conversor. A estrutura experimental utilizada é composta por dois converso-res buck-boost com uma tensão de saída de 400 V em conjunto com uma rede CA comfrequência de 50 Hz. Para verificar a eficiência do método foi testado a dinâmica do sis-tema a variações de carga de 3,2 kW e 2 kW. Os resultados obtidos demonstra ram que atensão de acoplamento é mantida em seu valor nominal mediante a variação de carga. Du-rante a reconexão de umas das fontes, a variação de frequência foi de aproximadamente0,8 Hz. O método de sincronização com a rede utilizado foi comparado com um PLLconvencional apresentando um melhor desempenho, reduzindo as oscilações de tensão ecorrente geradas pelo processo de sincronização.

Semelhante a um gerador síncrono, o CS utiliza a indutância do filtro de conexão praatuar da mesma forma que a indutância do estator de um gerador síncrono (ZHONG;WEISS, 2011). Contudo, segundo Natarajan e Weiss (2017), a proporção de valores entrea indutância do estator de um gerador síncrono e a indutância de um filtro de conexãodiferem em uma proporção de 30 (unidades em PU). Dessa forma, pequenos indutoresnão apresentam resultados satisfatórios de estabilidade. A partir disto, Natarajan e Weiss(2017) atuaram na estrutura de controle inserindo um fator que resultará em uma elevaçãoda impedância do filtro de conexão. Os autores atuaram também, por meio desse fator,inserindo capacitores virtuais aos capacitores do filtro que são responsáveis pela compen-sação de harmônicos provenientes de componentes CC da corrente entregue à rede. Paraaferição do método, Natarajan e Weiss (2017) utilizaram uma plataforma experimental


com potência de 5 kW e tensão no PAC de 220 V(rms). Os resultados obtidos apresen-taram uma variação mínima de potência ativa e reativa dada variações na tensão do PAC,elevando a margem de estabilidade do sistema.

A emulação de CS é mais frequentemente aplicada a redes CA. Além disso, o mo-delo do filtro de conexão e as redes trifásicas contribuem para aplicação de conversoressíncronos em redes CA. Sistemas CC e CA devem operar em paralelo para melhorar aautonomia do sistema de geração de energia. Mediante isto, Aouini et al. (2016) propuse-ram um CS para operar em um sistema HVDC (do inglês, Higth Voltage Direct Current).Os autores utilizam dois conversores e uma linha de transmissão entre duas redes. Umconversor opera como gerador atuando na injeção de corrente enquanto que o outro con-versor, utilizado como retificador, atua na conexão com rede CC. Aouini et al. (2016)atribuem o termo SHVDC (do ingles, Sinchroverter Higth Voltage Direct Current) parareferenciar um conversor síncrono operando em um sistema HVDC utilizando estruturasde controle por decaimento e auto balanço de potência. O sistema utilizado é compostopor uma linha de transmissão de 200 km e uma potência de 400 MW entres as fontes CA,os resultados obtidos pelo SHVDC foram comparados com o método clássico de controlevetorial (HAMMAD; GAGNON; MCCALLUM, 1990) e apresentaram melhor desempe-nho quanto ao overshoot e amortecimento, garantindo estabilidade robusta a transientesimposto ao PAC. Após os teste, os autores concluíram que o SHVDC se mostrou efetivoapenas na atenuação do overshoot e suavização das oscilações quando comparado com ométodo vetorial clássico.

Sistemas de geração de energia elétrica que operam paralelamente são largamente es-tudados, além disso, para os sistemas renováveis, é crescente o interesse em sua expansão.Dessa forma, Zhong et al. (2018) propuseram um CS para operar em dois sistemas conec-tados ao mesmo PAC. A metodologia proposta é baseada em limitadores de frequênciae tensão que tangenciam a resposta do sistema de controle em malha fechada à estabili-dade. A estratégia de CS foi validada em simulação por meio de dois sistemas idênticosque utilizam uma fonte de tensão, um conversor e um filtro LCL para conexão com arede elétrica. São realizados dois senários, no qual o primeiro utiliza uma rede fraca eo segundo utiliza um rede forte. A variação máxima de frequência admitida é 0,5 Hz e1,15 V para a tensão no PAC a transientes sofridos ou oferecidos pelos sistemas paralelos.Em ambos os casos, ao ocorrer uma variação da fonte primária a frequência apresentouuma variação de 0,2% em torno do seu valor nominal, enquanto que a tensão sofreu umaumento de 2%. Os autores concluem que o método proposto foi capaz de mantes ambosos sistemas operando dentro de um limar seguro, ou seja, 50,1 Hz e aumento de 2% natensão do PAC durante eventos transitórios.


2.3 Máquina Síncrona Virtual

Segundo Zhong e Weiss (2011), uma MSV difere de um CS por se comportar comouma fonte de corrente e por oferecer apenas caraterísticas de amortecimento e inérciavirtual à rede. As vantagens em utilizar o modelo de MSV são: alto fator de inércia ofe-recida aos conversores, modelos de implementação simples, eliminação do uso de PLLem operações estáveis e operação em modo ilhado e conectado à rede (CHEN; XU; HU-ANG, 2017). Atualmente, os estudos para operações paralelas de fontes de geração estãofocando em métodos mais eficientes e seguros para manter a estabilidade e continuidadedo sistema. Chen, Xu e Huang (2017) propuseram uma estrutura paralela composta poruma rede CC e uma rede CA, modelando uma MSV para garantir a conexão e a esta-bilidade da rede CC no sistema CA. O Sistema proposto por Chen, Xu e Huang (2017)inclui regulação de frequência, controle por decaimento e sistemas estabilizadores de po-tência (PSS, do inglês, Power System Stabilizer). Os autores utilizaram uma plataformacomercial para aferir o modelo proposto executando cinco casos com diferentes modosde operação: modo ilhado, alteração do fator de amortecimento, variações de tensão efrequência da rede e variação da potência gerada. Em ambos os casos os resultados foramcomparados com os modelos convencionais de MSV e apresentaram melhor desempe-nho quanto a estabilidade, amortecimentos a variações e conexões e desconexões coma rede. No entanto, ao conectar uma carga, sem utilizar o PSS, o sistema não ofereceuestabilidade e o desempenho de tensão e frequência decaiu gradativamente. Além do que,a carga conectada ao sistema era sempre mínima quando comparada com a potência dafonte, e em sistemas reais cargas minimas nem sempre são uma realidade. Chen, Xu eHuang (2017) não apresentaram resultados para o sistema isolado operando sem carga, jáque sistemas renováveis apresentam características intermitentes de potência dificultandosua operação no modo isolado. Contudo, as características de inércia e estabilidade sãofielmente demonstradas e comprovadas por Chen, Xu e Huang (2017).

Embora as utilizações de MSV tenham larga aplicação em sistemas trifásicos, é pos-sível também a implementação em sistemas monofásicos, mini sistemas domésticos (apa-relhos, baterias, etc) e carros elétricos (YILMAZ; KREIN, 2013). Suul, D’Arco e Guidi(2016) propuseram a implementação de um sistema monofásico bidirecional para cargae descarga de baterias utilizadas em carros elétricos. A estratégia é composta por trêsmalhas de controle se dividindo em impedância virtual, controle de tensão e controlede corrente. Estruturas de controle por decaimento foram utilizadas e realizados testesde operação nos seguintes casos: variação de frequência, variação de potência e modoilhado. Suul, D’Arco e Guidi (2016) utilizaram uma plataforma experimental de conexão


CA/CC composta por uma fonte CA com tensão de 230 V(rms) e 3,3 kVA. Para oscilaçõesde potência e frequência, o sistema apresentou resultados com variações em torno 2 V datensão CC entregue à bateria oferecendo características de inércia e atrito ao barramentoCC de conexão. Contudo, para rápidos modos de ilhamento o método proposto apresen-tou altas oscilações de frequência e decaimentos na tensão da bateria podendo acarretarum desgaste na vida útil da mesma.

Os sistemas de geração renováveis e os sistemas de armazenamento exercem funçãode auxilio mútuo, ou seja, o sistema renovável carrega o sistema de armazenamento e estefica responsável por inserir potência e, quando necessário, auxilar na estabilidade do con-junto. L. et al. (2014) propuseram uma estrutura variável de MSV aplicada a um geradora gás e um sistema de armazenamento. A estrutura proposta atua com uma auto regulaçãode parâmetros da MSV implementada mediante uma variação de carga. O método tempor objetivo manter a carga da bateria em condições ideais e reduzir oscilações do sistemamantendo estáveis os valores de tensão e de frequência no PAC. O algoritmo de auto re-gulação proposto por L. et al. (2014) toma como base a variação de frequência no PACpara alterar o fator de amortecimento imposto na estrutura de MSV implementada. A me-todologia proposta foi avaliada em uma estrutura composta por um gerador a diesel de 38kVA e 60 Hz, um gerador eólico de 50 kVA e uma frequência de tolerância para o sistemade 0,3 Hz. Dada uma variação de carga, o método proposto L. et al. (2014) apresentou umgrau de estabilização cerca de 2,4 vezes mais rápido que o método sem o ajuste de autoregulação. A estratégia, sem a auto regulação, apresentou um decaimento de frequênciade aproximadamente 0,6 Hz, enquanto que o método com regulação apresentou um decai-mento de aproximadamente 0,35 Hz. Ao conectar o sistema eólico e mantendo uma cargade 20 kW a auto regulação atuou, mantendo uma oscilação de frequência dentro do valorde tolerância especificado. Dessa forma, com base nos resultados experimentais, torna-seperceptível que a estratégia proposta foi capaz de regular frequência mediante variaçõesde carga e inserção de outras fontes.

Na literatura, os modelos mais utilizados para emular uma MSV são constituídospor um modelo de 2a ordem referente a equação mecânica de uma máquina elétrica(D’ARCO; SUUL, 2014b), (D’ARCO; SUUL; FOSSO, 2015). Aplicações para modelossuperiores ao de 2a ordem são proposto por Soni, Doolla e Chandorkar (2016) e Wang,Hu e Yuan (2015). Wang, Hu e Yuan (2015) apresentaram uma MSV baseada no controlede uma turbina eólica constituída por um gerador DFIG para oferecer contribuições deinércia a uma rede CA mediante a ocorrência de curto-circuitos. Os autores utilizam umsistema de simulação com potência 1,5 MW, tensão CC de 1150 V e frequência de 50 Hz.O resultados apresentaram um amortecimento na oscilação de frequência ao elevar o fator


de amortecimento imposto virtualmente no gerador DFIG, além de reduzir as variaçõesde potência ativa entregue pelo gerador. No entanto, o modelo proposto por Wang, Hu eYuan (2015) não apresenta proteção para sobre corrente. O trabalho proposto por Soni,Doolla e Chandorkar (2016) caracteriza a conexão de fontes paralelas utilizando mode-los de alta ordem. No entanto, este modelo faz uso constante das medições de tensãopara cada rede conectada e em um desbalanceamento de tensão, o autor não explicita ouapresenta maneiras para manter a estabilidade.

Alsiraji e El-Shatshat (2017) propõem uma comparação dos métodos MSV quanto aordem da equação mecânica que modela o comportamento de uma máquina elétrica. Osmodelos são simulados no Software PSCAD (do inglês, Power Systems Computer Aided

Design) apresentando resultados de distorção harmônica a variações de carga no PAC. Osresultados referentes a potência ativa e frequência utilizando um modelo de alta ordem(superior ao de 2a ordem) não apresentaram modificações acentuadas quando comparadoscom o modelo de 2a, apresentando uma pequena redução na oscilação, enquanto que adistorção harmônica foi bastante atenuada, cerca de 2 vezes quando comparada ao modelode 2a ordem. Além disso, durante uma falta, o modelo de 2a ordem se manteve estável,enquanto que o modelo de alta ordem apresentou instabilidade. De acordo com os autores,um modelo de 2a ordem se torna mais robusto do que um modelo de alta ordem poroferecer maior grau estabilidade, amortecimento e auto balaço de potência.

Usualmente, os métodos de emulação de MSV são abordados considerando uma redeelétrica ideal, sem flutuações e/ou desbalanceamento das tensões no PAC. Essas caracte-rísticas melhoram os resultados, contudo, em alguns casos, os métodos de MSV apresen-tam comportamento adverso quando são empregados os valores reais de uma rede elétrica.Por sua vez, os desbalanceamento de tensão resultam em componentes de sequência ne-gativa que impactam diretamente na oscilação da potência ativa, assim como a reativa noPAC. Tendo em vista as características previamente citadas e o surgimentos das compo-nentes de sequência negativa, Zheng et al. (2018) propuseram um estratégia de controleem cascata que prioriza o controle das componentes de sequência negativa. O esquemade controle é feito em cascata e subdivido em três malhas de controle, ou seja, potência,corrente e tensão. Os autores validam experimentalmente o método em uma estruturacomposta por uma fonte CC, um conversor e um filtro LC para representar um sistemafotovoltaico. O sistema experimental tem uma capacidade de 15 KW e 5 KVAr. Sãoanalisados dois casos distintos: 1) desbalanceamento da fase a; 2) desbalanceamento dasfases a e b. No caso 1, o método proposto reduziu o desbalanceamento de corrente de30% para 5%. A flutuação de potência entre 100 W e 350 W foi reduzida para 190 e210 W. A potência reativa teve o comportamento similar à potência ativa. No caso 2, o


sistema se comportou de forma esperada não apresentando similarmente ao caso 1. Dife-rente dos sistemas fotovoltaicos, o sistema foi validado por meio de uma fonte de tensãocom condições ideais da fonte primária. Dessa forma, torna-se necessário analisar o mé-todo à diferente níveis de penetração, uma vez que o nível de potência da fonte primáriainfluência diretamente no comportamento da potência ativa e reativa do PAC.

2.4 Inércia Virtual

A Inércia Virtual se diferencia dos modelos citados na seções 2.2 e 2.3 por apresentarapenas um fator de amortecimento, utilizando equipamentos como flywheel para arma-zenamento de energia e também estratégias que simulam uma inércia de curta duraçãocontrolando a tensão do barramento CC dos conversores de potência (VAZQUEZ et al.,2010) (BOICEA, 2014) . Para reduzir custos e melhorar a eficiência de um sistema eólicode geração, Arani e El-Saadany (2013) propuseram a implementação de Inércia Virtualaplicada a um sistema de geração eólica composto por um gerador DFIG. O modelo écomposto por um conjunto de conversores back-to-back possuindo um sistema de arma-zenamento de baixa potência pra emular um supercapacitor conectado, a partir de chavestiristorizadas, a um barramento CC. A Inércia Virtual é imposta ao inversor que controla ogerador DFIG, fazendo com que o mesmo emule o comportamento de um flywheel. Paraa validação foram realizadas simulações com um perfil de vento constante e um perfil devento variável observando a frequência no PAC e a tensão do capacitor de acoplamento.A Inércia Virtual aplicada ao supercapacitor obteve resultados significativos de frequên-cia apresentando uma redução no tempo de estabilidade e leves oscilações dado um perfilde vento variável. A tensão no capacitor de acoplamento se manteve constante em ambosos casos, ou seja, utilizando a inércia aplicada ao gerador DFIG, e logo depois ao super-capacitor. Em modo ilhado os resultados obtidos se mantiveram próximos aos resultadosobtidos em modo conectado, apresentando oscilações de frequência apenas com a inérciaaplicada ao gerador. No entanto, os autores não demonstraram resultados com a InérciaVirtual aplicada simultaneamente aos dois sistemas. Contudo, os resultados de simulaçãoobtidos apresentaram soluções plausíveis para o modelo aplicado.

Ainda que na grande maioria dos trabalhos, encontrados na literatura, o controle porInércia Virtual seja aplicado, principalmente, no suporte ativo à rede elétrica ou microrre-des CA, a aplicação dessa estratégia em microrredes CC vem ganhando especial atençãonos últimos anos (HAMZEH et al., 2015),(LU et al., 2014). O fluxo de energia entreuma microrrede CC e a rede elétrica é controlado por meio de conversores de potênciabidirecionais que também garantem a estabilidade da tensão do barramento CC (WU et


al., 2013). No entanto, as microrredes CC apresentam uma baixa inércia devido à natu-reza estática dos componentes dos conversores de potência. Assim, em conjunto com aintermitência de fontes renováveis, como por exemplo os sistemas de energia fotovoltaicae eólica, é possível que ocorra um aumento na flutuação de tensão aferida no barramentoCC da microrrede (WU et al., 2017).

Wu et al. (2017) propuseram uma estratégia de controle por Inércia Virtual aplicadaà uma microrrede CC por meio da utilização dos conversores bidirecionais para emularuma MSV com o objetivo de melhorar a inércia da microrrede CC, além de restringira flutuação de tensão no barramento CC da referida microrrede. Por meio do software

PSIM, Wu et al. (2017) realizaram uma simulação de um SGD de 50 kW e um conjuntode cargas com consumo máximo de 50 kW. O conjunto compartilha o barramento CC deuma microrrede por meio de um conversor bidirecional, com tensão nominal de 700 V.Para variações bruscas na potência demandada no barramento CC (alterando também omodo de operação do conversor bidirecional), o sistema sem controle por Inércia Virtualapresenta variações abruptas no barramento CC, enquanto que ao operar com a adição daInércia Virtual há uma suavização na forma de onda da tensão do barramento CC. Como objetivo de verificar as análises teóricas e os resultados de simulação, Wu et al. (2017)implementam a estratégia de controle em uma plataforma experimental idêntica aquelaadotada para fins de simulação. A variação de potência realizada consiste em reduzir de28 kW para 4,7 kW e aumentar de 4,7 kW para 28 kW a potência fornecida ao barramentoCC. Durante esse experimento, os autores demonstram que a inércia do sistema é refor-çada para valores crescentes da capacitância Cv adotada. Para os experimentos nos quaishá uma inversão no modo de operação do conversor bidirecional, o controle por InérciaVirtual também suaviza a forma de onda da tensão no barramento CC. Com base nos re-sultados experimentais, fica claro que o controle por Inércia Virtual é capaz de melhorara qualidade da energia no barramento CC de uma sistema renovável intermitente.

Hosseinipour e Hojabri (2018) propuseram uma estratégia de Inércia Virtual em umarede CC com cargas constantes. Os autores justificam que a falta de estabilidade nossistemas CC devido a alta penetração de fontes renováveis ocorre, principalmente, pelocomportamento não inercial desses sistemas. Hosseinipour e Hojabri (2018) simulam umsistema composto por um conjunto de sistemas fotovoltaicos, conectados à uma bateria. Aestrutura de controle proposta é composta por uma por uma malha de potência ativa e, parasimular a inércia, é utilizado um ganho adaptativo entre as estruturas de controle de cadasistema. O método é validado em cenários com diferentes níveis de ganhos. Na medidaem que o valor do ganho aumenta, maior é inercia em ambos os sistemas e melhor écompartilhamento de potência entre os sistema. Além disso, pelo fato de ser uma rede CC,


a bateria utilizada mantém a tensão dentre de um limiar aceitável, pois o método propostopelos autores reduz a variação de corrente imposta pela bateria aumentando seu tempo suavida útil. Os autores realizaram o mesmo teste para a rede isolada, ou seja, desconectadada bateria. Nesse caso, o sistema apresentou oscilações na potência ativa e reativa paraum aumento mínimo no ganho variável. Contudo, apensar dos autores utilizarem umaalta penetração de sistemas renováveis, não foi apresentado o comportamento do sistemaa variações de frequência ou tensão sofridas ou oferecidas pelos sistemas interconectados.

As pesquisas voltadas para a geração de energia elétrica visam o paralelismo entrefontes, utilizando redes CA e CC na geração de energia elétrica. Um dos fatores maisimportantes é a inserção de fontes renováveis em maior escala na rede e também sistemasHVDC. Por volta de 2010, os sistemas HVDC tiveram um vasto crescimento operandojunto com os sistemas de armazenamento (JABR; DZAFIC; PAL, 2015) . Rakhshani eRodriguez (2017) utilizam o conceito de Inércia Virtual acrescentando um termo deriva-dor à estratégia de controle oferendo auxílio a estabilização de frequência. O método éaplicado a duas áreas que utilizam a configuração CA/CC para transferência de potência.Os efeitos da Inércia Virtual são emulados a partir de sistemas de armazenamento. Osistema é simulado com a utilização do PLL e sem a utilização PLL. Durante a operaçãocom o PLL foram feitos vários testes com a alteração da banda passante do PLL em ma-lha fechada. De acordo com os resultados, com um PLL lento, ou seja, banda passantepequena, a frequência oscila em torno de 0,2 Hz até estabilizar, enquanto que o sistemacom um PLL rápido e o mesmo atuando sem PLL e com a inércia apresentaram um de-sempenho similar com uma oscilação de cerca 0,02 Hz. A tensão do barramento CC dosistema apresentou uma oscilação brusca levando cerca de 0,6 s para estabilizar sem autilização da Inércia Virtual. Ao utilizar a inércia a oscilação se resume a cerca 0,1 V emtorno do valor nominal estabilizando em aproximadamente 0,2 s.

Soni, Doolla e Chandorkar (2016) propuseram o modelo de Inércia Virtual aplicado aconversores para melhorar transientes de frequência em uma microgeração. A estruturautiliza o controle por decaimento e opera em modo ilhado e modo conectado com a redeelétrica. A metodologia foi validada em um sistema composto por 4 fontes de geraçãocom uma potência média de 500 kW e 100 KVAr por unidade. Operando em modoilhado, a variação de frequência foi de aproximadamente 0,4 Hz para o modelo propostoe 0,6 Hz com um overshoot de aproximadamente 1 Hz sem utilização do modelo proposto,resultados semelhantes são apresentados para a variação de potência ativa e reativa. Osresultados obtidos com a utilização do método proposto por Soni, Doolla e Chandorkar(2016) comprovam a eficiência do método.

Os métodos de emulação de uma máquina elétrica em um conversor de potência uti-


lizam estratégias complexas de controle e, além dessas estruturas, utilizam sistemas dearmazenamento de alta potência que podem reduzir o desempenho do sistema e causargastos adicionais. Sem uma fonte de armazenamento os métodos de emulação de má-quina síncrona virtual limitam-se a capacidade do barramento CC dos sistemas renováveisintermitentes. Com isso, Fang et al. (2018) propuseram uma Inércia Virtual sem modi-ficações complexas na estrutura de controle alimentando um barramento CC de sistemasrenováveis com uma pequena bateria. O método proposto é fundamentado em uma rela-ção direta entre a equação mecânica de uma máquina elétrica e a equação que modela obarramento CC de sistemas intermitentes. A Inércia Virtual proposta é validada por meiode resultados experimentais por dois sistemas conectados à rede elétrica. No experimento,ao ocorrer uma variação de carga de 3% a variação de frequência no PAC foi 0,17 Hz, aoutilizar o método proposto, a variação foi de 0,14 Hz. Além disso, os autores concluíramque o método proposto possibilitou uma redução de 12,5 % na variação de frequência e50 % de melhoria na taxa de variação da mesma. Esses resultados foram obtidos comvariações de cargas e modificação do ganho inercial na estrutura de controle simplificadade Inércia Virtual apresentada pelos autores.

2.5 Síntese do Capítulo

Nesse capítulo foi apresentada uma revisão bibliográfica acerca dos modelos de MSVcitados na literatura apresentando suas características, aplicações e métodos de conexãocom a rede. Foram apresentadas também estruturas que operam paralelamente em sistemade MSV atuando de modo real (sistemas de armazenamentos) e de modo virtual (controlepor decaimento). Com isso, o estado da arte apresentou as diferenças entre cada modelode MSV mostrando as principais vantagens e aplicações desta utilização. Na Tabela 2.1é apresentada a evolução, em ordem cronológica, das estrategias de MSV implementadasreferenciando o modelo utilizado, resultados experimentais e de simulação. De acordocom os trabalhos citados e a partir dos estudos realizados para a elaboração do estadoda arte presente neste trabalho, entende-se que as estruturas de controle basadas no mo-delo de uma máquina elétrica têm enfrentado grandes problemas frente ao crescimentodo nível de sistemas renováveis conectados a rede elétrica. Técnicas de controle cadavez mais robustas estão sendo incluídas nas estruturas de controle convencionais visandomelhorar o comportamento do conversor. Inicialmente, a grande maioria dos trabalhosse preocupava em reduzir a sobretensão ou sobrecorrente resultante do comportamentoconversor. Contudo, a grande quantidade de sistema renováveis conectado a rede elétricatrouxe desafios, tais como operação paralela e/ou ilhada, que não são completamente sa-


nados utilizando apenas a estruturas de máquina síncrona virtual. Com isso, grande partedas pesquisas realizadas a partir do ano de 2015 passaram a utilizar sistemas de arma-zenamento para fornecer robustez e estabilidade ao sistema. As pesquisas mais recentesvisam a utilização de máquina síncrona virtual em redes operando isoladas do sistemaelétrico, priorizando um central de controle que dite, de forma efetiva, o comportamentoque cada sistema geração renovável deverá oferecer de forma contínua e efetiva.

Tabela 2.1: Resumo da revisão bibliográfica referente as estruturas de controle baseadasno modelo de uma máquina elétrica aplicadas aos conversores de potência .

ReferênciaMétodos Analisados Avaliação

C.S. MSV Inércia Virtual CPD Sim. Exp.

Beck e Hesse (2007) -√

- - -√

Zhong e Weiss (2011)√

- -√ √ √

Ma, Zhong e Yan (2012)√

- - -√

-Arani e El-Saadany (2013) - -

√ √-

√

D’Arco e Suul (2014a) -√

-√

-√

Zhong et al. (2014)√ √

-√ √ √

L. et al. (2014) -√ √

-√

-Wang, Hu e Yuan (2015) -

√- -

√-

Xiong et al. (2016)√

- -√ √ √

Aouini et al. (2016)√

- - -√

-Suul, D’Arco e Guidi (2016) -

√- -

√ √

Solanki et al. (2016) - - -√ √ √

Soni, Doolla e Chandorkar (2016) - -√

-√ √

Zhong (2016)√ √

-√ √ √

Peyghami et al. (2017)√

- -√ √ √

Sun et al. (2017) - - -√ √ √

Natarajan e Weiss (2017)√

- - -√ √

Tayab et al. (2017) - - -√ √ √

Alsiraji e El-Shatshat (2017) -√

- - -√

Chen, Xu e Huang (2017) -√

-√ √ √

Wu et al. (2017) -√ √

-√ √

Rakhshani e Rodriguez (2017) -√

- -√

-Zheng et al. (2018) -

√- -

√ √

Zhong et al. (2018)√

- - -√

-Hosseinipour e Hojabri (2018) - -

√-

√-

Li et al. (2018) - - -√ √

-Fang et al. (2018) - -

√-

√ √

Bolzoni et al. (2018) - - -√ √ √

C.S-Conversor Síncrono. MSV -Máquina Síncrona Virtual. CPD- Controle por decaimento.Sim - Simulação. Exp - Experimental.

Capítulo 3

Descrição do Sistema

Apresenta-se neste capítulo a plataforma experimental construída no Laboratório deEletrônica Industrial e Energias Renováveis (LEIER). A planta de geração fotovoltaicaé um produto do projeto P&D (PETROBRAS/ANEEL) 2012/00042-2 entitulado de "Es-tudo da Geração Fotovoltaica Centralizada e seu Impacto no Sistema Elétrico", já con-cluído, referente a chamada ANEEL n 13 de 2011.

3.1 Sistema Fotovoltaico

O sistema é constituído de um painel fotovoltaico de 8 kWp composto por um array

de 32 módulos de 252 Wp. A estrutura, ilustrada na Figura 3.1, é composta por doisestágios de conversão (CC/CC - CC/CA) incluindo um conversor do tipo boost, capacitorde acoplamento, inversor fonte de tensão (VSI, do inglês, voltage source inverter) e filtroLCL. O conversor CC/CC do tipo boost é utilizado para elevar a tensão vpv produzida peloarranjo de módulos fotovoltaicos e atuar no algoritmo de seguimento do ponto de máximapotência (do inglês Maximum Power Point Tracking - MPPT), modulando a corrente ipv

proveniente do arranjo fotovoltaico. O capacitor de acoplamento do barramento CC édado por um capacitor eletrolítico para garantir uma tensão mínima de ondulação. Oinversor fonte de tensão é responsável por realizar a interconexão do sistema com à redeelétrica, injetando toda a potência produzida pelo painel no lado CA. Um filtro de conexãodo tipo LCL é empregado na saída do inversor para filtrar os componentes harmônicos dealta frequência decorrentes do processo de chaveamento do inversor.

Na Figura 3.1 é apresentado o diagrama elétrico do sistema conectado à rede elétrica,em que ipv, vpv, vc, C, L f , L f g, C f , rd , vCpac, igabc e vg são a corrente do sistema foto-voltaico, tensão do sistema fotovoltaico, tensão do capacitor de acoplamento, capacitoreletrolítico, indutor do filtro do lado do inversor, indutor do filtro do lado da rede, capa-citor do filtro, resistência de amortecimento, tensão do PAC, corrente entregue à rede e

CAPÍTULO 3. DESCRIÇÃO DO SISTEMA 24

tensão da rede, respectivamente, em que Zg representa a impedância de conexão da redeelétrica. Cada indutor ilustrado no diagrama elétrico do filtro LCL possui um resistores,r f e r f g que representam a resistência do lado do inversor e da rede respectivamente. NaTabela 3.1 são apresentadas as características do sistema quanto aos elementos utilizadosem sua construção (ROCHA, 2015). Os dados da impedância da rede foram estimadosem (NUNES, 2017).

Figura 3.1: Sistema fotovoltaico conectado à rede elétrica presente no LEIER.

Tabela 3.1: Parâmetros empregados na estrutura do sistema fotovoltaico.

Parâmetro Simbologia Valor UnidadeTensão de fase da rede elétrica (RMS) vCpac 127 V

Frequência da rede ωs 2π×60 rad/sCapacitor do link CC C 4700 µF

Indutor do lado do inversor L f 1 mHResistor do lado do inversor r f 0.13 Ω

Indutor do lado da rede L f g 500 µHResistor do lado da rede rg 0.065 Ω

Capacitor de filtro LCL C f 15 µFResistor de amortecimento rd 4,7 Ω

Impedância da rede elétrica por fase Zg 0.46 + j331µ Ω

3.2 Conversor Boost

O conversor boost utilizado neste trabalho é apresentado na Figura 3.2, em que lb éindutor do boost e ipv, icc e vc representam, respectivamente: a corrente gerada pelo painelfotovoltaico, corrente entregue ao inversor e tensão do capacitor de acoplamento.


i lpv b

vpv vc C

VSI

icc

Figura 3.2: Conversor boost conectado ao conversor VSI da estrutura fotovoltaica.

Utilizando a formulação básica para o projeto do conversor boost, a corrente na indu-tância lb é dada por (ROCHA, 2015):

ipv(t) = ipv +∆ipv, (3.1)

sendo ipv a corrente média na indutância e ∆ipv o ripple de corrente sobre a corrente doindutor. O ripple possui a seguinte expressão:

∆ipv =1lb

VpvDTs, (3.2)

com Ts sendo o período de chaveamento e D a relação de cíclica de trabalho do conversorboost, dada por:

D =vc− vpv

vc. (3.3)

No momento em que o conversor boost opera entre o ponto crítico, ∆ipv pode ser dadopor:

∆ipv = 2ipv,min, (3.4)

em que ipv,min é calculada a partir da mínima corrente icc,min entregue ao inversor, icc,min

é obtida a partir da potência mínima fornecida pelo painel fotovoltaico (ROCHA, 2015).Assim, assumindo uma tensão mínima vpv,min e uma potência mínima Ppv,min e a relaçãoda corrente de entrada e saída em um conversor boost em função do ciclo de trabalhomáximo Dmax, tem-se que:

ipv,min =icc,min

1−Dmax, (3.5)

sendo Dmax a relação cíclica do conversor quando a potência gerada é mínima. A partir


disto, o valor do indutor modelado para garantir a operação do conversor pode ser escritoda seguinte maneira:

lboost,crit =1

∆ipvvpv,minDmacxTs. (3.6)

3.3 Modelagem do Barramento CC

O modelo do capacitor eletrolítico utilizado é dado por um modelo simplificado, des-crito na Figura 3.3 (ROCHA, 2015).

Figura 3.3: Modelo Simplificado do capacitor eletrolítico.

Neste modelo, C é a capacitância do componente, rp é a resistência que representa adinâmica da descarga do capacitor e a resistência esr descreve as perdas no dielétrico. Acorrente ic do capacitor é a diferença entre a corrente proveniente do arranjo fotovoltaicoipv e a corrente de entrada icc do VSI.

De acordo com a ilustração presente na Figura 3.3, a função de transferência do capa-citor eletrolítico é dad com base na sua impedância total, resultando em:

Zc(s) =

1sC

rp

1sC

+ rp

+ esr. (3.7)

Considerando-se rp >> esr, o valor da resistência esr pode ser desprezada, visto queseu valor é muito menor que o de rp. Portanto, é possível simplificar a Equação 3.7 daseguinte maneira (ROCHA, 2015):


Zc(s) =

1C

s+1

rpC

, (3.8)

Vc(s)Ic(s)

=

1C

s+1

rpC

. (3.9)

3.4 Inversor Conectado à Rede Elétrica

O circuito equivalente, por fase, do inversor conectado à rede elétrica é apresentadona Figura 3.4. Em que v f , vC f e vg representam: tensão sintetizada pelo inversor, a tensãosobre o capacitor C f do filtro em série com a resistência de amortecimento rd e a tensãointerna da rede elétrica, respectivamente. L f representa a indutância do filtro na saída doinversor e r f sua resistência interna. Lg e rg é a associação em série da impedância desaída do filtro com a impedância da rede elétrica e i f e is representam a corrente de saídado filtro e a corrente da rede elétrica. vc f representa a tensão do capacitor do filtro.

rf Lf rgLg

g

cf

v v

v

Figura 3.4: Circuito Equivalente do inversor conectado à rede.

O circuito ilustrado na Figura 3.4 serve de base para o modelar o sistema como fontede corrente. Além disso, tendo em vista que o controle de tensão utilizado neste trabalhoé feito em cima do capacitor do filtro, o circuito em questão, que representa um filtroLCL, pode ser modelado como um filtro LC facilitando o modelo da função de transfe-rência que relaciona a corrente de saída do VSI i f e a tensão do capacitor do filtro vc f .Tais características, função de transferência e modelo serão apresentados nos capítulosseguintes.



Neste capítulo foram levantadas as características das estruturas principais do sis-tema fotovoltaico presente no Laboratório de Eletrônica Industrial e Energias Renováveis(LEIER), apresentando os dados do sistema, o modelo do barramento CC, modelo doconversor boost empregado na conexão entre os módulos do sistema fotovoltaico e con-versor VSI, filtro LCL utilizado para a conexão com a rede elétrica e, por fim, o modelomonofásico do sistema fotovoltaico trifásico interconectado à rede elétrica.

Capítulo 4

Sistemas de Controle

A conexão de sistemas fotovoltaicos a rede elétrica é feita de forma eficiente devidoas estruturas de controle utilizadas para essa finalidade. Geralmente, grande parte dosistemas fotovoltaicos utilizam apenas o controle de corrente e o controle de tensão dobarramento CC (TEODORESCU; LISERRE; RODRIGUEZ, 2011). Os algorítimos deMPPT são utilizados para otimizar o sistema fotovoltaico. Com isso, neste capítulo se-rão apresentadas as estruturas convencionais de controle (controle de corrente e controledo barramento CC) e a modificação proposta com a inclusão do controle da tensão docapacitor do filtro e a MSV na estrutura tradicional de controle presente em um sistemafotovoltaico.

4.1 Introdução

O sistema de controle empregado em uma estrutura de geração fotovoltaica tem porfinalidade o fornecimento adequado da potência gerada pela cogeração à rede elétrica,operando de forma a oferecer sempre a máxima potência disponível. Em geral, os sis-temas de controle podem ser feitos de forma direta ou indireta, utilizando um controlede tensão e de corrente, ou apenas o controle de corrente, priorizando inserir na redeelétrica correntes senoidais, com a mesma frequência da rede elétrica e tensão de fasenominal (Han; Hou; Yang; Wu; Guerrero, 2016). Além disso, devido ao comportamentointermitente das fontes renováveis, a estrutura de controle é composta por algoritmos deMPPT fazendo com que o sistema renovável tenha sempre o máximo rendimento possível(VILLALVA; GAZOLI; FILHO,2009).

Como descrito no Capítulo 3, a estrutura básica de um sistema fotovoltaico interconec-tado é constituída por dois estágios de conversão, que se resumem em CC/CC e CC/CA.Na Figura 4.1 é apresentado o diagrama simplificado de controle utilizado neste trabalho.Diferente da Figura 3.1, na qual o filtro é caracterizado como LCL, o sistema presente na

CAPÍTULO 4. SISTEMAS DE CONTROLE 30

Figura 4.1 utiliza um filtro LC. Essa modificação ocorre devido a elaboração do controlede tensão do capacitor do filtro. Neste trabalho, o referencial estacionário X s foi utilizadono controle de corrente, pois neste referencial o controle das correntes é realizado sem queseja necessária a transformação do sinal de controle gerado pelos controladores, usando aestimativa do ângulo do SRF-PLL. Isto evita problemas decorrente de possíveis erros deestimação (ROCHA, 2015). O controlador utilizado no controle da tensão do barramentoCC tem a responsabilidade de gerar a componente de referência de eixo direto no referen-cial síncrono Xe para o controle das correntes de saída do filtro LCL. A partir do ângulogerado pelo PLL, é aplicado uma transformação de coordenadas alterando o referencialsíncrono da corrente do barramento CC para o referencial estacionário. A estrutura demáquina síncrona virtual utilizada neste trabalho fornece a tensão de referência para ocontrole de tensão e a frequência nominal da rede elétrica para garantir o controle efetivodo fluxo de potência. As estruturas de controle empregas nos blocos ilustrados na Figura4.1 são detalhadas neste capítulo.

Figura 4.1: Sistema de controle simplificado aplicado a estrutura fotovoltaica.

4.2 SRF-Phase Locked Loop (PLL)

O SFR-PLL é um sistema utilizado na sincronização de conversores trifásicos com arede elétrica, tendo por finalidade estimar a frequência angular da rede e o ângulo de fasedo vetor tensão. Neste trabalho foi utilizado o PLL do tipo SRF-PLL (do inglês, Synchro-


nous Reference Frame Phase-locked-loop) (TEODORESCU; LISERRE; RODRIGUEZ,2011). O SRF-PLL utiliza a transformação de coordenadas no referencial trifásico natural(abc) pra o referencial síncrono (odq), para então estimar a frequência e o ângulo do vetortensão no PAC. Na Figura 4.2 é apresentado o diagrama de blocos do SRF-PLL.

Figura 4.2: SRF-PLL

As tensões aferidas sobre os conjunto capacitor C f e resistor rd são transformadaspara o referencial síncrono usando a transformada de Park (LIU et al., 1989). O ânguloutilizado nesta transformada é obtido a partir de um controlador Proporcional Integrativo(PI) e um integrador (Figura 4.2), atuando através de uma estratégia de controle que temcomo finalidade anular a componente de eixo q obtida através da matriz de transformaçãode coordenadas.

4.3 MPPT

O MPPT utilizado neste trabalho é baseado no trabalho de Barreto (2014), que atuadiretamente na relação cíclica do conversor boost utilizando o método P&O. O princípioP&O baseia-se na geração de uma pertubação no sistema e a verificação posterior da po-tência gerada pelo painel fotovoltaico (VILLALVA; GAZOLI; FILHO, 2009). A relaçãoentre a corrente e tensão dos módulos fotovoltaicos não é linear fazendo com que o mé-todo de MPPT atue segundo um balanço de potência entre a potência gerada pelo PV epotência entregue ou consumida pela rede.

Devido as oscilações provenientes do chaveamento do inversor, um filtro passa baixade segunda ordem foi utilizado para suavizar as oscilações da corrente resultante do con-trole do barramento CC (BARRETO, 2014), gerando uma corrente de referência modi-ficada ie∗

′sdq. O diagrama de blocos da implementação do MPPT é apresentado na Figura

4.3.


Filtro Passa BaixaMPPT

PWM

Portadora

BOOST

2 ordema

idqe*

‘

idqe*

D

Figura 4.3: Diagrama de blocos do MPPT utilizado.

4.4 Controle da Tensão do Barramento CC

A tensão do barramento CC do sistema de conexão é regulada a partir de um controla-dor PI que tem como finalidade impor uma corrente ie∗dq ao controle de corrente e mantera corrente que flui pelo capacitor do barramento com média nula. Em equilíbrio, a ten-são vc terá valor médio constante o que indicará que a potência fornecida pelos módulosfotovoltaicos está sendo injetada na rede (ROCHA, 2015). Na Figura 4.4 é apresentada aestrutura interna do diagrama de blocos do controlador do barramento CC, em que v∗c é ovalor da tensão de controle imposta e vc é o valor medido. O sinal de controle gerado pelocontrolador do barramento CC é multiplicado por menos devido a utilização da estrategiade corrente ser feita de forma direta.

X

vc*

Σ

vv cc-

+

PIi

i

dq

dq

e

e

*

*

-1

Controle

do

Barramento

CC

Filtro Passa Baixa

2 ordema

idqe*

‘

idqe*

‘

Figura 4.4: Diagrama de blocos da estrutura de controle aplicada ao barramento CC.

A função de transferência do controlador PI é dada por:

Gpi(s) = kp +kis, (4.1)

sendo ki e kp os ganhos do controlador.Em malha fechada com realimentação negativa, a partir das Equações 3.8 e 4.1, a

função de transferência resultante é dada por:


Gm f (s) =1C(kps+ ki)

s2 + s(

1rpC + kp

C

)+ ki

C

. (4.2)

Logo, obteve-se a função de transferência Gm f que será utilizada no projeto do controla-dor PI da malha de tensão do barramento CC.

4.5 Controle de Corrente

O controlador PI pode ser usado para o controle de corrente quando o referencialsíncrono é utilizado, no entanto, se o sistema possuir assimetrias este controlador não éindicado devido à presença de componentes oscilatórias, com frequência de 2ws (frequên-cia da rede) (ROCHA, 2015). Por esse motivo, torna-se mais adequado a utilização decontroladores de corrente no referencial estacionário. Nesse trabalho o controle de cor-rente é realizado por controladores do tipo DSC (do inglês, double sequence controler).O controlador DSC possui em sua estrutura um controlador PI para sequência positiva eum controlador PI para sequência negativa (JACOBINA et al., 2000). Estes controladoresde dupla sequência possuem o modelo interno da senoide que, por sua vez, evitam errosprovenientes da mudança de referencial. Neste trabalho a função de transferência para ocontrole de corrente, como apresentado na Figura 3.4, pode ser dada em função da tensãodo inversor e a corrente de saída do mesmo. As tensões do PAC, onde inicialmente seráimposto o vetor de controle, são obtidas a partir da medição da tensão do capacitor (C f )do filtro LCL. Com isso, considerando o circuito monofásico apresentando na Figura 3.4,obteve-se a função de transferência Gi(s), dada por:

Gi(s) =i f (s)Vf (s)

=

1L f

r fL f

+ s+ vC f . (4.3)

Considerando vC f como uma pertubação a ser compensada pelo controlador, a Equa-ção 4.3 pode ser rescrita da seguinte maneira:

Gi(s) =i f (s)Vf (s)

=

1L f

r fL f

+ s. (4.4)

O modelo do controlador utilizado neste trabalho é o DSC utilizado por Rocha (2015).O DSC é dimensionado considerando seus polos puramente imaginários, preservando ostrês graus de liberdade, de acordo com seus três ganhos independentes. A função docontrolador DSC é dada por:


DSC f (s) =p2 f s2 + p1 f s+ p0 f

s2 +w2s

, (4.5)

sendo p0 f , p1 f ,p2 f e ws os três ganhos do controlador e a frequência da rede elétrica,respectivamente. Os índices f e s indicam que este controlador está atuando para zerar oerro de um sinal com uma frequência de 60 Hz, sendo possível alterar essa frequência deacordo com o sinal o qual se deseja controlar.

Para o projeto de controle é necessário a função de transferência em malha fechada.A partir das Equações 4.4 e 4.5, aplicando-se a realimentação negativa pode ser obtidaà função de transferência em malha fechada para dimensionamento do controlador decorrente, resultando em:

Gim f (s) =1

L f(p2 f s2 + p1 f s+ p0 f )

s3 + s2(r f+p2 f

L f)+ s(w2 +

p1 fL f

)+p0 fL f

. (4.6)

A partir das equações citadas neste capítulo e o digrama de blocos apresentado na Fi-gura 4.1, obteve-se o diagrama interno para a estrutura de controle de corrente. Na Figura4.5 é apresentado o diagrama de blocos utilizado para a estrutura de controle de corrente.Neste diagrama, is

∗f vd e is

∗f vq são as correntes de referência provenientes do controle de ten-

são do capacitor do filtro, is∗

d e is∗

q são as correntes prevenientes do controlador de tensãodo capacitor do barramento, já mencionadas na seção 4.4. isf d e isf q são as correntes prove-nientes da mudança de coordenadas obtidas a partir da medição das correntes de saída doVSI. v∗f 1, v∗f 2 e v∗f 3 são as tensões de referências impostas, por meio de uma modulação,ao VSI.

Σ

Σ Σ+

ifds

DSCΣ+

+

+

+

+

-

vfqs*

vfds*

x

x

dq

dq

s

s

x

x

abc

abc

vf*1

vf*2

vf*3

DSC

ii

i

dqq

d

es

s

**

*

0

-ifqs

ifabcxdq dqe sx

PWM+

VSI

θθ θPLLPLL Maq

if

if

vd

vq

s

s

*

*

θθ θPLLPLL Maq

Contr.de

Correnteidqe*

if vdqs*

vv*f

Figura 4.5: Diagrama de blocos do controle de corrente.


4.6 Controle de Tensão

O controle de tensão do capacitor do filtro de acoplamento é utilizado, na maioria doscasos, quando o conversor é modelado como fonte de tensão, VCM (do inglês, Voltage

Control Mode) (LI; HE, 2014). Neste caso, a função de transferência relacionará a tensãode saída do inversor e a tensão do capacitor do filtro. Existe também a possibilidade de serealizar o controle do sistema para que o mesmo se comporte como uma fonte de corrente,no modo controle de corrente, CCM (do inglês, Current Control Mode), em que apenas háa preocupação de fornecer a potência gerada pela cogeração sem se preocupar com o con-trole da tensão do barramento CC. Outra forma possível da implementação do controledo sistema é no modo híbrido de controle, HCM (do inglês, Hibrid control Mode), ondehá a preocupação de controlar a corrente fornecida ao sistema, impondo o reativo neces-sário para que a tensão do PAC possa ser regulada (LI; HE, 2014). Na literatura, a grandemaioria dos trabalhos relacionados a MSV utilizam uma fonte de tensão para representaro sistema fotovoltaico, no entanto, uma fonte de tensão não representa de forma fiel a di-nâmica de um módulo fotovoltaico. No sistema PV conectado à rede elétrica, a potênciaativa fornecida à rede CA é definida pela potência disponível nos módulos fotovoltaicos.Dessa forma, não há tanta flexibilidade da alteração do fornecimento de potência ativa,quando comparado a uma fonte de tensão. Neste trabalho, a estrutura de MSV gera à ten-são referência para o controlador de tensão. O diagrama deste controlador é representadona Figura 4.6, em que a função de transferência utilizada para o modelo do controlador detensão foi obtida como ilustrado na Figura 3.4. As variáveis relacionadas que modelam afunção de transferência do capacitor do filtro LCL são a corrente de saída i f do inversor ea tensão vC f do capacitor do filtro LCL.

Figura 4.6: Controle de tensão do capacitor do filtro.

A função de transferência da planta para o controle de tensão, considerando ig como


uma pertubação, foi obtida a partir da impedância equivalente entre o capacitor do filtroC f e o resistor de amortecimento rd , resultando na função de transferência apresentadaabaixo:

GC f (s) =1

C f(1+ sC f rd)

s, (4.7)

sendo GC f (s) =VC f (s)I f (s)

.Utilizando a função de transferência do controlador DSC apresentado na Equações

4.5 e 4.7 pode-se obter a seguinte função de transferência em malha aberta:

Gmac(s) = GC f (s)DSC f (s) (4.8)

Aplicando-se a realimentação negativa com H(s) = 1, pode ser obtida a função detransferência em malha fechada para dimensionamento do controlador de tensão, resul-tando em:

GC fm f (s) =Gmac(s)

1+H(s)Gmac(s), (4.9)

GC fm f (s) =1

C f

(s2 p2 f + sp f + p0 f

)+ rd

(s3 p2 f + s2 p1 f + sp0 f

) 11+rd p2 f

s3 + s2( 1

Cfp2 f+rd p1 f

1+rd p2 f

)+ s

( 1Cf

p1 f+rd p0 f

1+rd p2 f

)+

p0 fC f (1+rd p2 f )

. (4.10)

O diagrama de blocos da estrutura de controle de tensão é ilustrado na Figura 4.6, emque vs

Cq e vsCd são as tensões obtidas a partir da transformação de coordenadas das ten-

sões medidas do capacitor do filtro, vs∗fCq e vs∗

fCd são as tensões de referência resultantesda estratégia de MSV e is

∗f vq e is

∗f vd são as correntes de referência resultantes do bloco do

controle de tensão. O valor da tensão de referência imposta a esse bloco irá dependerda estrutura de sincronização utilizada. De acordo com a literatura, o processo de sin-cronização é necessário para que não ocorra variações bruscas de corrente na partida dosistema.

4.7 Máquina Síncrona Virtual

Geralmente, um sistema baseado em fontes de energias renováveis é composto poruma fonte primária, um capacitor de acoplamento, um inversor e um filtro de conexão.Essa fonte renovável pode ser uma fonte de energia solar, eólica, armazenamento ou me-cânica. O processo de conversão pode ser feito na forma CC/CA ou CA/CC (WU et al.,


2016a). Na Figura 4.7, as características presentes na configuração usual de uma fonterenovável e uma máquina síncrona são comparadas. Nesta figura, pode-se impor que omovimento mecânico exercido por uma máquina elétrica é similar ao processo de cargae descarga do capacitor de conexão (conversor e engrenagens, Figura 4.7 ). O VSI tem ocomportamento similar ao tipo de polos da máquina, saliente ou liso, enquanto que o filtrode conexão exerce a função de atenuação do mesmo modo que os enrolamentos de amor-tecimento em uma máquina elétrica. Desse modo, é possível inferir o comportamento apartir da equação que modela a dinâmica do capacitor e a equação do modelo do balançode energia em uma máquina elétrica, sendo este comportamento, umas das característicasmais importantes nos sistemas de controle baseados em MSV (XIONG et al., 2016).

Figura 4.7: Estrutura geral de uma fonte renovável e uma máquina elétrica.

A equação que modela a dinâmica do capacitor de acoplamento, a partir da Figura3.3, é dada por:

ipv− icc =Cdvc

dt+

vc

rp, (4.11)

sendo vc a tensão no capacitor do barramento CC, ipv e icc a corrente do painel fotovol-taico e corrente entregue ao inversor. Para uma máquina síncrona, o modelo mais utili-zado, modelo linearizado de 1a ordem, é dado pela seguinte equação (AKIROR; PILLAY;MERKHOUF, 2017):

Tm−Te = jdwr

dt+Fwr, (4.12)

com Tm,Te, j,F e wr sendo o torque mecânico, toque elétrico, inércia, constante de atritoe velocidade do rotor, respectivamente. Dessa forma, as duas equações se relacionam daseguinte maneira:


Tm ⇐⇒ ipv, (4.13)

Te ⇐⇒ icc, (4.14)

j ⇐⇒ C, (4.15)dwr

dt⇐⇒ dvc

dt, (4.16)

F ⇐⇒ 1rp, (4.17)

em que as Equações 4.13 e 4.14 podem ser relacionadas também com a potência mecânicae elétrica do modelo da máquina em função da potência elétrica e mecânica provenientedo sistema fotovoltaico.

As estruturas básicas de MSV utilizam em sua malha de controle o modelo repre-sentado pelas Equações 4.11 e 4.12 para aprimorar a estrutura de controle pré existentenos sistemas renováveis oriundos de fontes eólicas e solares. Já o modelo de conversorsíncrono, como apresentado por Zhong e Weiss (2011), não só utiliza a grande maioriadas equações do modelo elétrico de uma máquina, como também substitui as estruturasde controle pre-existentes em sistemas renováveis. Neste trabalho, a estrutura de MSVimplementada se comporta como uma fonte de tensão impondo as variáveis de referênciapara o controle de tensão, bem como o valor nominal da frequência da rede elétrica. Alémdisso, os controles convencionais de corrente e de tensão do barramento CC são mantidos,no qual é adicionado a essas estruturas de controle o controle da tensão do capacitor dofiltro e a estrutura de MSV.

4.7.1 Controle por Decaimento e Fluxo de Potência

O fornecimento de eletricidade de forma confiável e controlada para os consumido-res é um dos principais objetivos do sistema elétrico. Geralmente, um sistema simpli-ficado do sistema elétrico de potência pode ser modelado por um gerador conectado auma carga. Geradores convencionais convertem energia cinética rotacional em energiaelétrica, de forma que tais geradores consigam suprir uma determinada carga conectadaem seus terminais. Sabe-se que a frequência da tensão do gerador síncrono é diretamenteproporcional à velocidade de rotação do seu rotor (KUNDUR, 1994), com isso, um de-créscimo na velocidade do rotor ocasionará em um decréscimo proporcional na frequênciada tensão gerada. Portanto, para geradores síncronos existe um vínculo natural entre a po-tência fornecida e a frequência de operação. Tendo em vista o comportamento da tensão


e da frequência de um gerador síncrono em função da potência fornecida por este, foidesenvolvida uma técnica de controle referenciada na literatura como droop control (oucontrole por decaimento, numa tradução livre do inglês)(KATIRAEI et al., 2008). Essatécnica controla a potência ativa a ser fornecida pelo gerador em função da variação defrequência da tensão e regula a velocidade de rotação do eixo do gerador.

Uma grande vantagem do controle por decaimento é que esse tipo de controle permitea efetiva divisão de potência entre geradores e, consequentemente, favorece o paralelismode fontes baseadas em geradores síncronos garantido o fluxo de potência entre a fonteprimária e o sistema elétrico. Já em conversores de potência, a conexão entre a potênciaativa e a frequência não é tão explicita como em uma máquina elétrica, dependendo di-retamente da impedância da linha ou do alimentador entre a fonte primária de geração eo sistema elétrico de potência. Desse modo, considerando uma rede genérica com duasfontes, desconhecendo-se totalmente o valor da impedância de linha entre estas fontes, apotência ativa e reativa são dadas por (KUNDUR, 1994):

P =(VAgenVBgen senδ)senθ+(V 2

Agen−VAgenVBgen cosδ)cosθ

Z, (4.18)

Q =(V 2

Agen−VAgenVAgen cosδ)senθ− (VAgenVBgen senδ)cosθ

Z, (4.19)

em que VAgen e VBgen são as tensões genéricas das duas fontes entre a linha de transmissão,δ e θ são o angulo de carga entre as fontes e o ângulo da impedância da linha, P, Q e Z

são a potência ativa, potência reativa e impedância da linha, respectivamente.A característica da impedância da linha é dada em função da relação entre a resistência

e reatância empregadas em sua construção. Linhas de alta tensão apresentam uma parcelaresistiva mínima quando considerada a parcela reativa, de modo que a parcela total de re-sistência pode ser negligenciada (ENGLER; SOULTANIS, 2005). Portanto, considerandoZ = X (puramente indutiva) e θ = 90o as equações 4.18 e 4.19 podem ser simplificadas:

Pgen =VAgenVBgen senδ

X, (4.20)

Qgen =V 2

Agen−VAgenVBgen cosδ

X, (4.21)

em que o subíndice gen representa o fluxo de potência genérico entre duas fontes. Comisso, para linhas predominantemente indutivas, o fluxo de potência ativa depende prin-cipalmente do ângulo de potência δ, enquanto que o fluxo de potência reativa dependediretamente da diferença de tensão.


Admitindo-se pequenas variações no ângulo de potência δ, pode se impor que: cosδ≈1; e senδ ≈ δ. Dessa forma as equações 4.20 e 4.21 podem ser expressas graficamente,como ilustrado na Figura 4.8 (TAYAB et al., 2017).

(a) (b)

ww E

E

E

E

E

w

w* *

w

P

min min

m nm n1 12 2

P1 max 1 max

P1 Q

Q

Q

Q Q

1

P2 2

P2 max 2 max

∆ ∆

Figura 4.8: Características do controle por decaimento .

. De acordo com a representação gráfica da Figura 4.8, tem-se que:

w = w∗−m(P−P∗), (4.22)

E = E∗−n(Q−Q∗), (4.23)

em que as variáveis com asteriscos representam as referências, enquanto que as varáveissem o asterisco representam os valores medidos. As constantes m e n representam ofator de decaimento aplicado. O cálculo do fator de decaimento é realizado considerandoque uma variação de 100% na potência ativa é equivalente a uma variação de 2% nafrequência da rede, assim como uma variação de 100% na potência reativa é equivalentea uma variação de 10% na tensão nominal da rede (WU et al., 2016b), dessa forma asEquações 4.22 e 4.23 podem ser rescritas:

1m

=∆P

(2π f )2%= Dp, (4.24)

1n=

∆QV np10%

= Dq, (4.25)

sendo f a frequência nominal em rad/s da rede e V np o valor rms da tensão de linha darede elétrica, ∆Q e ∆P as variações máximas da potência ativa e reativa, Dp e Dq são asconstantes de decaimento.

As equações obtidas nessa subseção são modeladas a partir de sistemas de alta tensãoque possuem como característica uma linha de transmissão puramente indutiva. Contudo,em sistemas de média e baixa tensão, a parcela resistiva da linha predomina ou se equi-


para com a parcela reativa. Dessa forma, a relação entre a potência ativa e frequência,bem como potência reativa e tensão não são fielmente replicadas por essas equações, re-sultando em um acoplamento entre as potências que, por sua vez, dificulta o controle pordecaimento. Além disso, devido aos sistemas renováveis, em sua grande maioria, se en-quadrarem em sistemas de geração distribuída, as estruturas de controle por decaimentose tornam instáveis, pois esses sistemas apresentam linhas de transmissão com caracte-rísticas puramente resistivas. Um meio termo para essa característica é aumentar a partereativa correspondente a impedância de conexão, que pode ser feita de forma virtual oumanual, aumentado a indutância do lado da rede por meio do indutor do filtro LCL deconexão. Neste trabalho a indutância do lado da rede é altera visando um melhor desem-penho do sistema de controle.

4.7.2 Implementação da MSV no Sistema de Controle

O sistema de controle utilizado para modelar a MSV utiliza uma estrutura de controlepor decaimento junto com o controle de tensão e corrente do sistema fotovoltaico. NaFigura 4.9 é apresentado o digrama de blocos utilizado, que consiste em uma estruturade controle por decaimento, para controle de tensão e frequência. As variáveis vs

Cpacd ,vs

Cpacq, igsCpacq e igs

Cpacd são as tensões e correntes medidas no PAC responsáveis pelapotência ativa e reativa da cogeração. Pimp e Qimp são as potências ativa e reativa im-postas à estrutura de MSV, que junto com Pd e Qd , potência no transitório resultante docontrole por decaimento, geram a potência de referência ativa Pre f e reativa Qre f impostasà estrutura de MSV. vre f , vn são a tensão imposta ao controlador de tensão e a tensão dereferência nominal imposta ao controle por decaimento.

O modelo implementado na Figura 4.9 reproduz o comportamento de uma máquinasíncrona, incluindo o mecanismo de controle por decaimento e características de inércia(Kd p, Kdq) que oferecem robustez e estabilidade ao sistema. Em resumo, o sistema sedivide em duas malhas, sendo uma malha de potência ativa e outra malha de potênciareativa. A partir da Figura 4.9, a potência no PAC pode ser calculada da seguinte maneira:

P = vsCpacdisgpacd + vs

Cpacqisgpacq, (4.26)

Q =−vsCpacdisgpacq + vs

Cpacqisgpacd. (4.27)

As Equações 4.26 e 4.27 representam a potência medida no PAC. Essa potência écomparada com a potência de referência, na qual tratando-se de potência ativa, será todaa potência disponível no barramento CC, desconsiderando as perdas. Já a potência reativa


representa a parcela necessária para manter as tensões do capacitor do filtro no valornominal, garantindo o fluxo de potência do sistema fotovoltaico para a rede elétrica. Comisso, as potências ativa e reativa de referência podem ser dadas por:

Pre f = Pimp +(wn−wPLL)DP, (4.28)

Qre f = Qimp +(vn− vPLL)DQ. (4.29)

Figura 4.9: Diagrama de blocos da MSV implementada.

As equações 4.28 e 4.29 possuem, em sua estrutura, a contribuição do controle por


decaimento para cálculo de P e Q de referência, dessa forma a MSV irá se adequar asvariações de frequência e tensão da rede. A frequência angular gerada pela estrutura decontrole será mantida no valor nominal, mediante a atuação do controle por decaimento,em transitórios, e a inércia em regime permanente. De acordo com a Figura 4.9, wre f evre f podem ser obtidas na seguinte forma:

wre f = Kd p

∫(Pimp +Dp(wn−wPLL)−P), (4.30)

vre f = Kdq

∫(Qimp +Dq(vn− vPLL)−Q). (4.31)

A estrutura implementada na malha de potência ativa resulta na frequência impostapela máquina que, por sua vez, irá gerar o ângulo para as tensões de referência imposta aocontrole de tensão. Esse ângulo, em regime permanente, será utilizado nas transformaçõesde referencial e no cálculo de potência ativa e reativa da rede. θre f pode ser definido como:

θMaq =∫

wre f . (4.32)

Quando as tensões da rede estão balanceadas, ou seja, em seu valor nominal, existiráum defasamento δ, entre essas tensões devido a transferência de potência da rede. Paraum δ, têm-se: V

′g = vg]0 e V

′C f

= vC f ]δ (KUNDUR, 1994). Assim, δ pode ser escritocomo:

δ =∫ (

wmaq−wg)

dt. (4.33)

A partir da Figura 3.4, que representa o diagrama elétrico do sistema fotovoltaicoconectado a rede, é possível modelar o comportamento da potência ativa e reativa emfunção do ângulo apresentando na Equação 4.33. Considerando jXg e Rg como a somaentre a impedância de saída do inversor e impedância da rede, pode-se obter a expressãopara a corrente entregue a rede, i

′g, em função das tensões V

′C f

e V′g, resultando em:

i′g =

V′

C f−V

′g

jXg +Rg, (4.34)

sendo i′g e V

′C f

os valores por fase do sistema em sua forma complexa. Assim, a potência

total pode ser obtida a partir da soma da potência em cada fase: S = 3V′

C fi′g. Assumindo

uma impedância com característica predominantemente indutiva com o intuito modelar osistema sem o efeito do acoplamento, pode-se impor que Xg >> Rg. Com isso, a potênciamedida em função do δ pode ser aproximada por:


S = 3VC f Vg senδ

Xg+ j3

(VC f −Vg cosδ)Vg

Xg, (4.35)

dessa forma:

P =3VC f Vg senδ

Xg, (4.36)

Q = j3(VC f −Vg cosδ)Vg

Xg, (4.37)

de forma que a impedância da rede pode variar de acordo com as cargas conectadas aoPAC e a magnetização de elementos indutivos.

A estrutura proveniente do controle por decaimento e a dinâmica oferecida pela MSVdesempenham um papel fundamental na estrutura de controle, ou seja, manter a estabili-dade à transientes. Com isso, pode-se inferir que as variáveis medidas e controladas serãoregidas por pequenas variações em torno do valor nominal, fazendo com que uma variávelX se torne X = Xn+ X , sendo X a variação resultante e Xn o valor nominal, resultando nasseguintes equações:

wmaq = wn + wmaq (4.38)

wre f = wn + wre f (4.39)

wg = wgn + wg (4.40)

δ = δn + δ (4.41)

VC f = Von +VC f (4.42)

Vre f = Von +Vre f (4.43)

Vg = Vgn +Vg (4.44)

P = Pn + P (4.45)

Q = Qn + Q (4.46)

Pre f = Psetn + Pre f (4.47)

Qre f = Qsetn + Qre f (4.48)

Em regime permanente, têm-se X ∼= Xn. Dessa forma, é fundamental escrever o mo-delo que relaciona potência ativa e reativa com frequência e tensão para essas variaçõesX .


A malha de potência ativa do sistema pode ser obtida por meio das equações anterio-res, ou seja, substituindo a Equação 4.39 na Equação 4.30 e admitindo que wre f = wPLL

em regime, tem-se:

wre f + wre f = Kd p

∫(Psetn + Pre f +Dp(wre f − wre f −wre f )−Pn− P), (4.49)

readequando os termos da Equação 4.49 e derivando em ambos os lados:

ddt(wre f + wre f ) = Kd p(Psetn + Pre f +Dp(−wre f )−Pn− P), (4.50)

aplicando a transformada de Laplace, obtêm-se:

s(Wre f (s)+Wre f (s))Kd p

= Psetn(s)+ Pre f (s)−DpWre f (s)−Pn(s)− P(s), (4.51)

relacionando os termos referentes à analise de pequenos sinais, ou seja:

sWre f (s)Kd p

= Pre f (s)+ P(s)−DpWre f (s), (4.52)

Wre f (s) =1

Dp

Pre f (s)− P(s)1

DpKd ps+1

. (4.53)

Dessa forma, o modelo que equaciona a frequência de referência com a variação dapotência ativa foi obtido por meio da Equação 4.53. De maneira análoga a função detransferência da malha de potência reativa pode ser obtida por meio das equações anterio-res. Substituindo a Equação 4.43 na Equação 4.31 e admitindo-se VPLL =Vre f , obtêm-se:

Von +Vre f = Kdq

∫(Qsetn + Qre f +Dp(Vre f −Vre f −Vre f )−Qn− Q), (4.54)

readequando os termos da Equação 4.54 e derivando em ambos os lados:

ddt(Vre f +Vre f ) = Kdq(Qsetn + Qre f +Dq(−Vre f )−Qn− Q), (4.55)

aplicando a transformada de Laplace, obtêm-se:

s(Vre f (s)+Vre f (s))Kdq

= Qsetn(s)+ Qre f (s)−DqVre f (s)−Qn(s)− Q(s), (4.56)


relacionando os termos referentes à analise de pequenos sinais, ou seja:

sVre f (s)Kdq

= Qre f (s)+ Q(s)−DqVre f (s), (4.57)

Vre f (s) =1

Dq

Qre f (s)− Q(s)1

DqKdqs+1

. (4.58)

A Equação 4.58 relaciona a variação da potência reativa e tensão de maneira similara Equação 4.53. É importante notar que as potência estão relacionadas diretamente como modelo da impedância do ponto de acoplamento, bem como a defasem entre sistemasinterconectados. Dessa forma, aplicando o mesmo conceito utilizado para obter as Equa-ções 4.53 e 4.58 e desconsiderando as contribuições dos termos CC, possibilita obter arelação entre as potências ativa e reativa e o ângulo entre as tensões V

′C f

e V′g, dadas por:

δ(s) =Wmaq(s)−Wg

s. (4.59)

P(s) =3vC f nvgn

Xgδ(s)+

3vgnδn

Xg(VC f +Vg). (4.60)

Q(s) =3vC f n

Xg(VC f −Vg)+

3vC f nvgnδn

Xgδ(s). (4.61)

É importante notar que as Equações 4.53 e 4.58 se comportam como um filtro passabaixa de 1a ordem. Nas mesmas, P(s) e Q(s) foram definidas de acordo com as Equações4.30-4.58, enquanto que Dp e Dq são definidas pela potência do sistema de geração, tensãoe frequência da rede. Desa forma, as variáveis restantes Kdq e Kd p podem ser modeladasde acordo com a frequência de corte do filtro das Equações 4.53 e 4.58, resultando em:

Kd p =2π fp

Dp, (4.62)

Kdq =2π fq

Dq, (4.63)

em que fp representa a frequência de corte para malha ativa e fq representa a frequênciade corte para a malha reativa. De acordo com as equações 4.62 e 4.63, a relação entre asconstantes inerciais das malhas P e Q é diretamente proporcional a frequência de corte dofiltro. Contudo, o valor das constantes de inercia das malhas P e Q podem ser modificadosquando o fator de decaimento é alterado. Neste trabalho o ganho aplicado ao controle dedecaimento é constante, o que implica que a dinâmica imposta ao conversor dependerá


diretamente dos valores Kdq e Kd p.As equações do método de MSV são obtidas efetivando-se a medição de potência

ativa e reativa no PAC do sistema. Entretanto, tendo em vista as possíveis perdas e a nãolinearidade do inversor VSI, a medição da potência ativa pode ser feita diretamente nocapacitor do barramento CC, resultando, de acordo com a Figura 3.3 e a Equação 4.53,em:

Wre f (s) =1

Dp

(Ipv(s)Vc(s)− V 2c

Zc(s))− Icc(s)Vc(s)

1DpKd p

s+1, (4.64)

em que Pimp e P da Figura 4.9 são dados por Pimp = (Ipv(s)Vc(s)− V 2c

Zc(s)) e P= Icc(s)Vc(s).

O termo V 2c

Zc(s)representa as perdas no barramento CC.

Essa modificação não alterá o método, uma vez que este tem por finalidade manter ofluxo contínuo de potência ativa entre o sistema fotovoltaico e a rede elétrica. Já no casoda potência reativa, objetivando o controle da tensão, a medição dessa variável é empre-gada diretamente no PAC, tendo em vista que no capacitor do barramento CC demandaapenas a parcela de potência ativa do sistema.

4.8 Projeto dos Controladores

4.8.1 Controlador PI

Para o projeto do controlador PI, considera-se uma função de transferência de primeiraordem descrita na Equação 4.65 e a função de transferência do controlador:

Gv(s) =Zv(s)Rv(s)

, (4.65)

Gcv(s) =Pv(s)Lv(s)

, (4.66)

em que Zv(s) = bv, Rv(s) = s+av, Pv(s) = skp + ki e Lv(s) = s.O polinômio desejado A∗v(s) deve ser de grau 2, devido aos polos do controlador PI e

ao polo da planta Gv(s). Definiu-se o seguinte polinômio requerido em malha fechada:

A∗v(s) = (s2 +2aps+2a2p). (4.67)

Na Figura 4.10, apresenta-se a localização dos polos para a definição do polinômio


desejado.

Re

Im

-ap

-jap

japX

X

β

Figura 4.10: Polos do sistema em malha fechada - controle da tensão do barramento CC.

O polinômio A∗v(s) possui dois polos complexos com coeficiente de amortecimentoξ = 0,707, com partes reais e imaginárias iguais a ap (β = 45o). A posição dos polos demalha fechada são determinados a partir do tempo de acomodação escolhido. Os polosescolhidos para definir a dinâmica de malha fechada são determinados a partir de:

Zv(s)Pv(s)+Rv(s)Lv(s) = A∗v(s). (4.68)

Substituindo os polinômios na Equação 4.68, tem-se:

(s+av)s+bv(skp + ki) = s2 +2aps+2a2p. (4.69)

Igualando os coeficientes dos polinômios na Equação 4.69, definem-se os ganhos docontrolador PI como:

kp =2ap−av

bv,

ki =2a2

p

bv. (4.70)

4.8.2 Controlador DSC

Os controladores DSC possuem o modelo interno da senoide sintonizados na frequên-cia fundamental da rede elétrica. A função de transferência do controlador DSC é dadapor:


DSC(s) =p2s2 + p1s+ p0

s2 +ω2s

. (4.71)

O critério de projeto utilizado é o método de alocação de polos. Portanto, considera-se uma função de transferência de primeira ordem G f (s) e do controlador DSC GDSC(s)

escritas em termos dos seguintes polinômios:

G f (s) =Z(s)R(s)

, (4.72)

GDSC(s) =P(s)L(s)

, (4.73)

em que Z(s) = bs, R(s) = s+as, P(s) = p2s2 + p1s+ p0 e L(s) = s2 +ω2s .

A função de transferência de malha fechada do controlador DSC é dada por:

T (s) =Z(s)P(s)

Z(s)P(s)+R(s)L(s). (4.74)

Os polos escolhidos para definir a dinâmica de T (s) são determinados a partir de:

Z(s)P(s)+R(s)L(s) = A∗(s), (4.75)

em que Z(s) e R(s) são polinômios conhecidos, e P(s) e L(s) são polinômios do contro-lador DSC que satisfazem a Equação 4.75.

O sistema em malha fechada possui três polos, devido aos dois polos do controladorDSC e ao polo da planta Gi(s). Portanto, definiu-se o seguinte polinômio requerido emmalha fechada (ROCHA, 2015):

A∗(s) = (s2 +2ans+2a2n) · (s+Tnan). (4.76)

Na Figura 4.11, apresenta-se a localização dos polos para a definição do polinômiodesejado.


Re

Im

-an

-jan

janX

X

X

-T an n β

Figura 4.11: Polos do sistema em malha fechada - controle de corrente.

O polinômio A∗(s) possui dois polos complexos com coeficiente de amortecimentoξ = 0,707, com partes real e imaginária iguais a an (β = 45o), e um polo real com aposição Tn vezes maior que a parte real dos polos complexos.

Se o polo real estiver bem mais à esquerda dos polos complexos (Tnan >> an), aresposta do sistema em malha fechada pode ser aproximada para um sistema de segundaordem, visto que os polos complexos serão dominantes. Com isso, a fórmula para o tempode acomodação para sistemas subamortecidos (0 < ξ < 1) pode ser usada para o sistemacom polos dominantes (CASTRUCCI; BITTAR; SALES, 2011).

O tempo de acomodação, para 2% em torno do valor final, é dado por

ts,2% =4an

, (4.77)

portanto, definindo o tempo de acomodação para o sistema em malha fechada,defini-se aposição dos polos de malha fechada:

an =4

ts,2%, (4.78)

Resolvendo a Equação 4.75, tem-se:

bs(p2s2 + p1s+ p0)+(s+as)(s2 +ω2s ) = (s2 +2ans+2a2

n)(s+Tnan), (4.79)


s3 +(as +bs p2)s2 +(ω2s +bs p1)s+(asω

2s +bs p0) =

s3 +(2an +Tnan)s2 +(2Tna2n +2a2

n)s+(2Tna3n). (4.80)

Igualando os coeficientes dos polinômios na Equação 4.80, tem-se:

2an +Tnan = as +bs p2,

2Tna2n +2a2

n = ω2s +bs p1, (4.81)

2Tna3n = asω

2s +bs p0.

Definindo α2, α1 e α0 como

α2 = 2an +Tnan,

α1 = 2Tna2n +2a2

n, (4.82)

α0 = 2Tna3n.

Os ganhos do controlador DSC são dados por:

p2 =α2−as

bs,

p1 =α1−ω2

sbs

, (4.83)

p0 =α0−asω

2s

bs.


Neste capitulo foi apresentada a estrutura de controle existente em sistemas fotovol-taicos, apresentando o tipo de controle implementado, modelos matemáticos e a modi-ficação proposta. O cálculo das potência ativa e reativa foi realizado para um sistemaconvencional, ou seja, fonte e carga e, com isso, apresentado o controle por decaimento.Além disso, foi apresentado o controle de tensão, sua modelagem e ação na estrutura decontrole convencional. O modelo matemático da estrutura de controle baseada em MSV


foi estruturado em blocos, em que cada bloco foi explicado de forma simplificada. Aatuação direta da característica da linha ou impedância do alimentador foi apresentadae modelada, indicando que um acoplamento entre as potência prejudica tanto o controlepor decaimento, quando a estratégia de máquina síncrona virtual proposta. No final docapítulo foi apresentada uma seção sucinta de projeto para os controladores utilizadosobjetivando a orientação em trabalhos futuros.

Capítulo 5

Resultados Obtidos

Neste capitulo são apresentados os resultados de simulação obtidos no decorrer destetrabalho. A estrutura de simulação é modelada conforme o diagrama de blocos da Fi-gura 4.1 e simplificada na Figura 5.1. Uma tensão de referência de 450 V é impostaao controle da tensão do barramento CC, dessa foma, objetivando uma potência ativa deaproximadamente 8 KWp, foi utilizado uma fonte de corrente de 18 A. No decorrer destecapítulo são apresentados resultados utilizando apenas o controle convencional da tensãodo barramento CC e o controle de corrente empregado em uma estrutura fotovoltaica, bemcomo a estrutura de máquina síncrona virtual e o controle da tensão do capacitor do filtroLCL. Os resultados foram avaliados quanto a variações provenientes do comportamentointermitente da fonte renovável, objetivando o controle da tensão do capacitor do filtro eo controle de corrente, utilizando as estruturas convencionais de controle e a estrutura deMSV. Quanto ao controle do fluxo de potência, é avaliado nesse capítulo a característicada linha ou impedância de conexão entre a estrutura fotovoltaica e o sistema elétrico emfunção do acoplamento entre a potência ativa e reativa no sistema de controle. Além dissoo sistema de controle é analisado quanto a adição de cargas balanceadas e desbalanceadasno PAC e operação em modo desconectado (ou modo ilhado) da rede elétrica.

5.1 Sistema Fotovoltaico Simulado

Na Figura 5.1 é apresentado o sistema fotovoltaico simulado. Os conectores K1 e K2

são utilizados para operação com carga e operação em modo desconectado da rede elé-trica. Os parâmetros utilizados para o sistema simulado são baseados nos dados de umaestrutura real presente no Laboratório de Eletrônica Industrial e Energias renováveis. Aestrutura é composta por um conjunto de painéis fotovoltaicos, totalizando uma capaci-dade instalada de aproximadamente 8 KWp. Os parâmetros empregados na estrutura dosistema fotovoltaicos são sumarizados na Tabela 5.1.

CAPÍTULO 5. RESULTADOS OBTIDOS 54

Figura 5.1: Sistema simulado

Tabela 5.1: Parâmetros do sistema simulado.

Parâmetro Simbologia Valor Unidade

Tensão de fase da rede elétrica (RMS) vCpac 127 VFrequência da rede ωs 2π×60 rad/s

Barramento CC Vc 450 V

Indutor do lado do inversor L f 1 mHResistor do lado do inversor r f 0,13 Ω

Indutor do filtro do lado da rede L f g 500 µHResistor do filtro do lado da rede r f g 0,065 Ω

Capacitor do filtro LCL C f 15 µFResistor de amortecimento rd 4,7 Ω

Indutância aproximada da rede(Zg) Lg 331 µHResistência aproximada da rede(Zg) rg 0,46 Ω

Os valores aproximados da impedância de conexão entre a estrutura do sistema foto-voltaico e a rede elétrica foram obtidos a partir do trabalho realizado por (NUNES, 2017).

5.2 Controle de Tensão e de Corrente Aplicado ao Sis-tema Fotovoltaico

Nesta subseção será avaliado apenas o controle de corrente e o controle da tensão docapacitor do filtro aplicados ao sistema fotovoltaico, ou seja, sem a inclusão da MSV.Geralmente, o controle de corrente é bastante aplicado em sistemas fotovoltaicos paragarantir que toda potência fornecida pela fonte primária seja entregue na forma de potên-cia ativa. Além disso, em baixos níveis de geração fotovoltaica, o controle de correntenão sofre influência devido ao acoplamento. Contudo, o conjunto do controle de tensão


e de corrente sofre uma influência direta proveniente da caraterística típica da linha (ouponto de conexão) entre a fonte primária e a rede elétrica. Dessa foma, os resultados sãomodelados considerando-se o acoplamento das potências e a característica típica da linha.

Na Tabela 5.2 são sumarizados os ganhos dos controladores utilizados neste trabalho.

Tabela 5.2: Parâmetros dos controladores utilizados

Função de transferência Controlador Ganhos

Barramento CC PI kp = 0,3313 ; ki=4,7328Controlador de corrente DSC p2 = 2,4115; p1=891,8253; p0=2,0029e+05

PLL PI kp =1; ki = 100Capacitor do filtro LCL DSC p2 = 2,9077; p1=3567,3012; p0=2,1150e+04

5.2.1 Controle de Corrente

Inicialmente, devido a variação de cargas ou sistemas conectados ao PAC, o valor daimpedância constituída por Lg e rg foi mantido em zero, ou seja, admitindo-se que sedesconhece a impedância do PAC. Dessa forma, a característica da linha é dada pelosvalores do indutor e resistor do lado da rede que constituem a parcela do filtro LCL,consistindo em uma linha predominantemente indutiva, pois XL f g = 0,188 frente a 0,065da parcela resistiva resutando em uma relação X

R = 2,90 . Contudo, alguns trabalhosafirmam que a relação X

R deve ser maior ou igual a 10 para garantir o desacoplamentototal entre as potências ativa e reativa (YU A. M. KHAMBADKONE; TERENCE, 2010)(B.THOMAS, 2014) (WU et al., 2016b). A partir disso, foi imposta variações da fonteprimária de geração para inferir o controle de corrente aplicado.

Os resultados para uma variação de potência da fonte de geração primária são apre-sentados na Figura 5.2. Inicialmente, com K1 desabilitado e K2 habilitado, o sistema estáfornecendo 30% da sua capacidade nominal (t<3 s), no instante t = 3 s o sistema fotovol-taico injeta 100 % sua potência nominal na rede elétrica. Devido a relação X

R não garantiro desacoplamento total, a potência reativa sofre uma influência direta do aumento de po-tência ativa ( Figura 5.2(b), t> 3 s). O valor da potência reativa ilustrado na Figura 5.2(b)representa a parcela reativa presente no capacitor do filtro, já que a medição da potênciareativa é feita em função da tensão do capacitor do filtro e da corrente de saída do PAC.

As tensões no PAC não sofrem uma influência brusca devido a característica da im-pedância da linha empregada na conexão. A corrente e a tensão do PAC da fase a sãoapresentadas na Figura 5.3. A tensão do PAC é imposta diretamente pela rede, com um


Figura 5.2: a) varição da fonte primária injetando a potência ativa nominal na rede elé-trica; b) comportamento da potência reativa quando o sistema fotovoltaico injeta a má-xima potência disponível na rede elétrica.

total de 221 V (Figura 5.3(c), t<3 s), na transição sofre uma elevação de aproximada-mente 1,5 (t>3 s), não apresentado um impacto significativo na tensão (Figura 5.3(b)).

Figura 5.3: Comportamento da tensão e corrente do PAC frente ao comportamento inter-mitente da fonte primária com uma linha com característica indutiva: a) corrente de saídada fase a do PAC; b) Tensão da fase a do PAC; c) Módulo do vetor tensão do PAC.

O comportamento da corrente de saída da fase a do PAC é dado, unicamente, pelo


controle de tensão do barramento CC. Portanto, para uma rede com características indu-tivas, a tensão do PAC se mantém estável com um valor aceitável. Tendo em vista que osparâmetros de linha utilizados caracterizam uma condição próxima da ideal para os sis-temas fotovoltaicos, torna-se necessário avaliar apenas o controle de corrente frente aosparâmetros aproximados Lg e rg da linha previamente calculados.

De acordo com os dados descritos na Tabela 5.1, em que Lg e rg passam a representaros valores aproximados da estrutura experimental, a relação X

R , resulta em 0,597 apre-sentando um acoplamento direto entre as potências ativa e reativa. Dessa forma, com ointuito de aferir a atuação do controle de corrente para uma rede com características pró-ximas da rede real presente no LEIER, foram realizados os mesmos testes supracitadosno início dessa Seção. O comportamento das potências ativa e reativa são ilustrados naFigura 5.4. Em t = 3 s o sistema passa a trabalhar em sua potência nominal. Dessa forma,o valor da potência reativa presente na Figura 5.4(b) apresentou um aumento significativoquando comparado com o gráfico de potência reativa ilustrado na Figura 5.2(b).

Figura 5.4: Variação fonte primária mediante o acoplamento nítido entre as potências: a)variação da potência ativa fornecida pela fonte primária; b) variação da potência reativano PAC.

Tendo em vista que a tensão nominal de linha efetiva do sistema é 220 V, e que umaelevação na potência reativa está ligada a uma elevação na tensão da rede, é observadoa tensão no PAC quando o acoplamento entre as potência é nítido. Na Figura 5.5 sãoapresentadas a tensão e corrente da fase a e o módulo do vetor tensão do PAC. A tensãodo PAC com o acoplamento resultou em aproximadamente 236 V em regime, ocorrendouma sobretensão de 7,3% na tensão nominal (Figura 5.5(c)). Portanto, ao utilizar o PACdo sistema no capacitor do filtro, a influência entre as potência altera diretamente a tensãoimposta à uma carga. De acordo com os resultados apresentados nessa seção, torna-senecessário controlar também a tensão do PAC, pois apenas o comportamento intermitente


do sistema fotovoltaico influencia consideravelmente na tensão do ponto de acoplamento.Na seção seguinte serão apresentados os resultados para o controle da tensão do capacitordo filtro e de corrente.

Figura 5.5: Variação fonte primária mediante o acoplamento nítido entre as potências: a)comportamento da corrente da fase a do PAC; b) Comportamento da tensão da fase a doPAC; c) modulo do vetor tensão do PAC.

5.2.2 Controle de tensão

Nesta etapa foi considerado o mesmo comportamento descrito na subseção 5.2.1, ouseja, K1 desabilitado e K2 habilitado. Com isso, inciando o sistema fotovoltaico com apro-ximadamente 30% da sua potência nominal e no instante t = 3 s a estrutura fotovoltaicapassa a injetar sua potência nominal na rede elétrica. O objetivo desta etapa é analisar ocontrole da tensão do capacitor do filtro frente ao sistema com acoplamento e sem aco-plamento. Dessa forma, considerando a relação X

R = 2,90, o que implica em uma redecom características predominantemente indutivas, foi medido a potência ativa e reativano PAC conforme apresentado na Figura 5.6. Contudo, neste trabalho não é utilizada


uma estrutura de sincronização para efetivar o controle de tensão, o que pode resultar empequenas oscilações nas variáveis de saída do PAC. Dessa forma, a partida do sistemaocorre apenas com o controle de corrente e em t = 1 s o controle de tensão é adicionado àestrutura de controle do sistema fotovoltaico. Como ilustrado na Figura 5.6, a imposiçãode forma abrupta do controle de tensão resulta em uma variação nas potências ativa e re-ativa. Entretanto, devido a característica da linha, essa variação se torna mínima quandocomparada ao comportamento abrupto do sistema fotovoltaico no instante t> 3 s (Figuras5.6(a) e 5.6(b)).

Figura 5.6: Comportamento das potências utilizando o controle de tensão e de correntee uma rede com característica indutiva:a) potência ativa de saída do sistema fotovoltaicoaferida no PAC; b) potência reativa de saída do sistema fotovoltaico aferida no PAC.

O comportamento da tensão e da corrente é apresentado na Figura 5.7. Em baixa


penetração, entre 1 e 3 segundos, com uma tensão de referência de 220 V (Figura 5.7(e)),o controle de tensão manteve a tensão nominal no PAC. Contudo, a reposta do controlede tesão, quando o sistema está operando em alta penetração na rede elétrica, apresentouum erro de aproximadamente 1 V, mas manteve a tensão num limiar aceitável.

Figura 5.7: Comportamento da tensão e corrente utilizando o controle de tensão e decorrente e uma rede com característica indutiva: a) corrente da fase a do PAC; b)tensãoda fase a do PAC; c) módulo do vetor tensão do PAC.

Diferente dos resultados obtidos na subseção 5.2.1, que em alta penetração a potência


reativa se manteve basicamente a mesma, ao utilizar o controle de tensão para manter atensão dentro de um limiar aceitável torna-se necessário consumir reativo da rede elétricapara melhorar o controle de tensão do PAC (Figura 5.6(b)). Portanto, para consumir oreativo mínimo necessário é importante garantir um nível de acoplamento ideal entre arede elétrica e o sistema fotovoltaico.

Figura 5.8: a) Comportamentos da potência ativa e reativa frente ao acoplamento utili-zando o controle de tensão e de corrente: a) Potência ativa no PAC; b) potência reativa noPAC.

Ao utilizar a conexão do sistema com suas características reais, ou seja, com a re-lação X

R = 0,597 apresentando um acoplamento direto entre as potências ativa e reativa,e fazendo a mesma análise anterior quanto ao controle de tensão e a variação da fonte


primária de geração, resultou em uma oscilação das potências ativa e reativa ilustradana Figura 5.8. A oscilação nas potências é proveniente do controle de tensão frente acaracterística da linha. Portanto, fica claro a influência da impedância da linha ou do ali-mentador no sistema de controle, bem como a necessidade de melhorar o comportamentotransiente dos sistemas fotovoltaicos a variações da fonte primária de geração. Essas osci-lações podem ser contornadas elevando-se o nível indutivo no ponto de conexão, ou seja,aumentando o valor resultante da relação X

R .A oscilação na potência ativa está diretamente ligada com a oscilação na corrente de

referência imposta ao controle de corrente utilizando a relação XR = 0,597. Na Figura

5.9 são apresentados os sinais de tensão e de corrente no PAC. Em t = 1 s o controle detensão é imposto resultando em uma variação pouco atenuada na corrente entregue a rede(Figura 5.9(a)). No instante em que o sistema fotovoltaico injeta sua potência nominalna rede elétrica, o controle de tensão mantém a tensão dentro de um limiar aceitável(Figura 5.9(c)). Contudo, ocorre uma elevação na potência reativa consumida (Figura5.8(b)). Observa-se que a potência reativa consumida, ao adicionar o controle de tensão,é em torno de 1,5 kVar (Figura 5.8(b), t<3 s), contudo, esse valor aumenta para 6 kVarno instante t >3 s. Esse fator é claramente explicado devido ao aumento da injeção depotência ativa no PAC, ou seja, baixos níveis de penetração (Figura 5.8(a), t<3 s) resultamuma influência baixa na tensão do PAC (Figura 5.9(c), t<3 s), dessa forma a tensão noPAC é mantida pela rede elétrica. Nesse sentido, ao elevar a potência ativa, a tensão doPAC, devido ao acoplamento, eleva-se, e, para retornar ao seu valor nominal de 220 V,um valor maior de potência reativa é consumida da rede elétrica (Figura 5.8(b), t>3 s).

Mediante isso, nos resultados obtidos com a utilização do controle de tensão foi possí-vel manter o fluxo de potência contínuo e o nível de tensão do PAC aceitável. Entretanto,tanto o controle de tensão quanto o controle de corrente necessitam operar suavizando asvariações bruscas de tensão e de corrente objetivando a sua operação em modo ilhado ouconectado à rede elétrica. Dessa forma, visando contornar esses problemas e comporta-mentos torna-se necessário incluir nas estruturas de controle convencionais de corrente ede tensão uma estrutura adicional que ofereça aos mesmos uma resposta suave a transiçõesde potência da fonte primária. Dessa forma, nas Subseções posteriores são apresentadosos resultados do sistema fotovoltaico utilizando a estrutura de MSV.


Figura 5.9: Comportamentos da tensão e corrente, utilizando o controle de tensão e decorrente do PAC frente ao acoplamento: a) corrente da fase a ao introduzir o controle detensão; b) corrente da fase a ao ocorrer uma variação brusca da fonte primária; c) módulodo vetor tensão do PAC mediante a conexão do controle de tensão e variação brusca dafonte primária.


5.3 Máquina Síncrona Virtual Aplicada ao Controle doSistema Fotovoltaico

Nesta seção será avaliado o desempenho da estrutura de controle do sistema fotovol-taico quando a estrutura de máquina síncrona virtual impõe a tensão e ângulo de refe-rência para o controle de tensão e de corrente, respectivamente. Conforme o Capítulo 4,pretende-se impor o controle do fluxo de potência para melhorar o desempenho dos sinaisde tensão e de corrente à variações provenientes do comportamento intermitente da fonteprimária. Essas variações bruscas geram oscilações de potência ativa e potência reativa, oque pode prejudicar o desempenho do sistema renovável e prejudicar as cargas conectadasao PAC desse sistema.

Na modelagem matemática na subseção 4.7.2, no que diz respeito a medição da po-tência ativa para o método de controle proposto, pode-se considerar o fluxo de potência dobarramento CC já que a potência medida no PAC será um reflexo do seu comportamentoe da estrutura de controle aplicada. Mediante isso, neste trabalho o fluxo de potência éimposto direto no capacitor de acoplamento do barramento CC. Contudo, objetivando ocontrole de tensão e de corrente frente a operação em modo ilhado e modo conectado dosistema fotovoltaico à rede elétrica, a aferição das potências ativa e reativa foi realizadadiretamente no PAC, seguindo o diagrama de blocos da Figura 4.9. Dessa forma, o com-portamento da variação de potência no PAC foi analisado frente a utilização da estratégiade MSV elaborada.

Os parâmetros utilizados na estrutura da MSV implementada são sumarizados na Ta-bela 5.3.

Tabela 5.3: Parâmetros da estrutura de MSV implementada

Variável Valor Unidade

Potência 8100 KWpDp 1,0743e+03 W

rad/s

Dq 368,1818 VArV

Kd p 0,07504 -fp 12,83 Hz

Kdq 0,03196 -fq 1,87 Hz

Tensão nominal 220 V

Considerando que a relação XR = 0,5927, ou seja, com uma acoplamento direto entre


Figura 5.10: Comportamento da potência ativa e reativa utilizando a estrutura de máquinasíncrona virtual em uma rede acoplada. a) comportamento da potência ativa do PAC; b)comportamento da potência reativa do PAC; c) atuação do controle por decaimento namalha de potência ativa; d) atuação do controle por decaimento na malha de potênciareativa; e) módulo do vetor tensão do PAC.

as potências ativa e reativa, realizou-se os mesmos testes aplicados ao controle de tensãodo capacitor do filtro e o controle de corrente para verificar a atuação da MSV deste traba-lho. logo, iniciando o sistema com cerca de 30% de sua capacidade, com K1 desabilitadoe K2 habilitado, e injetando a sua potência nominal no instante t = 3 s, a estrutura de MSV


empregada no controle do sistema fotovoltaico é analisada. Os resultados obtidos sãoapresentados na Figura 5.10. No instante em que o sistema fornece sua potência nominal,a MSV impõe controle efetivo do fluxo de potência. Contudo, devido ao acoplamento, osistema apresentou uma transitório acentuado nas potências ativa e reativa como apresen-tado nas Figuras 5.10(a) e (b). Portanto, utilizando a estratégia de MSV implementada ocontrole efetivo do fluxo da potência reativa não apresenta resultados satisfatórios quandoexiste um acoplamento nítido entre as potências. Isso ocorre, pois a base da estrutura decontrole da MSV é o desacoplamento entre as potência, além disso, a estrutura de controlepor decaimento utiliza o mesmo princípio, dessa forma, ambos os controles apresentamresultados insatisfatórios frente as características aproximadas do ponto de conexão.

A potência de referência reativa foi setada em zero, com isso, o erro de potência reativae o erro de tensão proveniente do controle por decaimento mantém a estabilidade dosistema, como ilustrado na Figura 5.10(d). Além disso, a tensão do PAC não apresentouum resultado satisfatório frente ao controle de corrente e de tensão apresentando um errode aproximadamente 11 V (Figura 5.10(e)).

Modificando as características da rede para que a mesma tenha uma relação XR =

2,90, ou seja, não desacoplando completamente, mas fazendo com ela apresente umacaracterística predominantemente indutiva no ponto de conexão, obteve-se os resultadosapresentados na Figura 5.11.

Na Figura 5.11(a) a estratégia proposta manteve o controle do fluxo de potência semvariações bruscas de tensão e de corrente resultando e uma suavização na potência ativa.Já a potência reativa, apresentada na Figura 5.11(b), devido a referência ser mantida emzero apresentou um oscilação atenuada e, em comparação com os resultados das seçõesanteriores, o consumo de reativo foi reduzido devido a utilização da MSV. Similarmente,o módulo do vetor tensão do PAC (Figura 5.11(e)) não apresentou picos de oscilação,mantendo-se dentro de um valor aceitável (219 ou 221 V). Na estrutura de MSV im-plementada o controle por decaimento atua de forma a manter a continuidade ( Figuras5.11(c) e (d)), adequando o erro de tensão e de frequência (rad/s) ao erro de potência re-ativa e ativa, respectivamente. Observa-se que o erro de potência ativa tão quanto o errode frequência no PAC mantiveram-se em aproximadamente zero (Figura 5.11(c)), alémdisso, o erro de aproximadamente 800 VAr é compensado pelo erro de cerca de 800 Vdo controle por decaimento (Figura 5.11(d)). É importante notar que, apesar do erro docontrole por decaimento para a malha de potência reativa resultar em um valor alto, essemesmo valor implica em um pequeno erro da tensão do PAC, ou seja, isso é decorrente daconstante por decaimento de 368,1818 empregada no controle por decaimento presenteneste trabalho (Tabela 5.3).


Figura 5.11: Comportamento da potência ativa e reativa utilizando a estrutura de máquinasíncrona virtual em uma rede predominantemente indutiva. a) comportamento da potênciaativa do PAC; b) comportamento da potência reativa do PAC; c) atuação do controle pordecaimento na malha de potência ativa; d) atuação do controle por decaimento na malhade potência reativa; e) módulo do vetor tensão do PAC.


5.3.1 Variações sucessivas de potência da fonte primária

Tendo em vista os resultados supracitados neste capítulo e a dinâmica do método decontrole elaborado, faz-se necessário avaliar o sistema quando ocorrem variações suces-sivas na irradiância incidente nos módulos fotovoltaicos. Essas variações podem ocorrerem dias nublados, ocorrendo o efeito de "espelhamento", ou seja, a neblina formada pelotempo faz com que a irradiância incidente no módulos eleve a potência fornecida pelo pai-nel fotovoltaico, chegando, em alguns casos, a elevar em até 50% a potência de projeto.Esse é um comportamento que caracteriza a dinâmica intermitente de sistemas renováveisque utilizam a fonte solar como fonte primária de energia. Portanto, torna-se necessárioavaliar o método de MSV para esse comportamento.

Na Figura 5.12 é apresentado o comportamento da malha de potência ativa da estruturade MSV durante variações sucessivas da fonte primária. Na figura 5.12(a) é apresentado ocomportamento da potência ativa aferida no PAC do sistema quando a potência do sistemafotovoltaico varia entre os valores máximos e mínimos de geração. Com isso, mantendo osistema sem carga e conectando a rede elétrica, no instante t = 1,5 s ocorre uma transiçãode potência de aproximadamente 30% (2 kWp) para 60% (5 kWp) da sua capacidadenominal de geração. Dessa forma, o método de MSV proposto suaviza a variação depotência gerando um atraso da entrega desta ao PAC, como ilustrado na Figura 5.12(a).Os erros referentes a medição da potência e do controle por decaimento são ilustrados naFigura 5.12(b).

É importante analisar o comportamento da frequência no PAC, uma vez que nesseponto poderiam estar conectadas cargas ou outros sistemas de geração. Esse compor-tamento é ilustrado na Figura 5.12(c). Ao utilizar o método, durante as transições, avariação de frequência foi de aproximadamente 1,06 Hz, com um valor máximo de 60,36e mínimo de 59,3 Hz. Contudo, apesar das variações de frequência durante os transitório,o método proposto mantém a estabilidade do sistema as elevações e decaimento bruscosda geração de potência da fonte primária, como ilustrado na Figura 5.12.


Figura 5.12: Comportamento da malha de potência ativa do método proposto em umarede predominantemente indutiva: a) Potência ativa no PAC; b) erros de potência ativa econtrole por decaimento; c) frequência da rede elétrica.

Torna-se importante verificar o comportamento da malha de potência reativa do mé-todo elaborado, uma vez que deseja-se no PAC tensão e frequência nominais. Dessaforma, na Figura 5.13 é apresentado o comportamento da malha de potência reativa aoocorrer as variações sucessiva já citadas no parágrafo anterior. Quando o sistema fotovol-taico opera em capacidade nominal, para manter a tensão dentro de um limiar aceitável, amalha de potência reativa consome reativo da rede, como ilustrado na Figura 5.13(a).


Figura 5.13: Comportamento da malha de potência reativa do método proposto em umrede predominantemente indutiva: a) Potência ativa no PAC; b) erros de potência reativae controle por decaimento; c) módulo do vetor tensão da rede elétrica.

O erro de potência reativa ilustrado na Figura 5.13(a) não se torna um problema, poisa estrutura de controle por decaimento se adapta mantendo o sistema estável ao compor-


tamento intermitente da fonte primária. Na Figura 5.13(b) é ilustrado os erros da potênciareativa e do controle por decaimento do sistema. Percebe-se que na malha da potênciareativa esses erros se somam, e, portanto, resultam em um valor final próximo de zero, oque não resulta em agravantes ao sistema. Observa-se, de acordo com a Figura 5.13(c),que o módulo do vetor tensão em baixa penetração se mantem no valor nominal, ou seja,220 V (t < 1 s). Entretanto, operando na máxima penetração, o erro de tensão foi cerca de1,5 V (t > 1 s). o erro de tensão é aceitável uma vez que o controle por decaimento utilizaganhos fixo em sua estrutura admitindo uma variação de 10 % na tensão nominal.

Figura 5.14: Corrente de saída do PAC: a) comportamento durante variações; b) compor-tamento durante mudança entre 30 e 60 % da capacidade instalada; c) comportamentodurante mudança entre 100 e 30 % da capacidade instalada.

O comportamento da corrente entregue ao PAC é ilustrado na Figura 5.14. A partirdas constantes de inércia empregadas no modelo de MSV, durante as variações da fonteprimária, os sinais de corrente apresentaram uma transição suave, não incidindo em so-brecorrente ou distorção no formato de onda, como ilustrado nas Figuras 5.14(b) e (c).Quanto a tensão no PAC, esta se manteve em dentro de um limiar de erro ≤10% em altae baixa penetração (Figura 5.13(c)).


5.3.2 Carga Linear

Nesta subseção será analisado o desempenho do sistema de controle ao conectar umacarga linear no PAC. Usualmente, os SGDs são utilizados para alimentar cargas locais,ou seja, sistemas de baixa potência. Para sistemas de alta potência, como os industriais, arede elétrica é capaz de manter a alimentação dos sistemas e a continuidade. Outro fatorimportante a ser avaliado é o desempenho da estrutura de controle quanto a qualidade deenergia elétrica. A instalação de sistemas renováveis não despacháveis implica tambémem manter um nível de distorção harmônica (THD, do ingles, total harmonic distorcion)em um limar aceitável. Para sistemas fotovoltaicos com potência inferior a 10 kWp, anorma IEEE 1547 impõe o limite de 5% para THD de corrente e 8 % para a THD tensãono PAC (IEEE, 2009).

Na Figura 5.15 são apresentadas as formas de onda da corrente e da tensão, quandoo sistema fotovoltaico fornece 60 % da sua capacidade nominal e uma carga linear lineartrifásica é conectada ao PAC. A carga é conectada ao PAC por meio de K1 no instante t

= 2 s, enquanto que o conector K2 permanece fechado. A análise da distorção harmônicaé feita por meio do software PSIM. De acordo com o resultados e a forma de onda datensão (Figura 5.15(a)) e da corrente ( Figura 5.15(b)), a THD de corrente resultante foide aproximadamente 0,15 % para cada fase , assim como a de tensão resultou em umaTHD de 3,9 %. Na Tabela 5.4 estão sumarizados os dados da carga e suas respectivasTHDs.

Tabela 5.4: Dados da carga e THD por fases

Variável Valor THD(%)

carga : ra,b,b 30 Ω -carga : la,b,b 60 mH -ipac: ia,ib,ic - 0,15; 0,14; 0,13

VCpac: va,vb,vc - 3,90; 3,91; 3,91

Observa-se que, apesar do sistema está com uma carga conectada ao PAC, este nãoapresentou um comportamento oscilatório, além disso, as THDs se mantiveram dentrode uma valor aceitável. É importante notar que, por se tratar de um sistema simulado,os ruídos referentes às medições de tensão e de corrente que são predominantes de umaestrutura experimental não estão presentes aqui. Tais ruídos elevam o nível de THD, comotambém influenciam diretamente na estrutura de controle, para tanto, grande parte dostrabalhos citados no decorrer desta dissertação utilizaram filtros passa baixa nas mediçõesde tensão e de corrente para pode emular de forma mais fiel os métodos de MSV.


Figura 5.15: Forma de onda da tensão e da corrente em uma carga linear: a) tensões dasfases it a, b, c do PAC; b) correntes das fases it a, b, c da carga;

A carga linear conectada ao PAC não resultou em oscilações no sistema. Na Figura5.16 é apresentado o comportamento da potência ativa, potência reativa e suas respectivasmalhas de controle ao conectar a carga linear ao PAC. O comportamento das potências édado mediante a inércia aplicada, assim como as malhas de controle. O erro de potênciaativa e controle de frequência são compensados resultando em um valor final próximo dezero, como ilustrado na Figura 5.16(b). Já na Figura 5.16(c), permanecem tanto o erro depotência reativa quando o erro de tensão proveniente do controle por decaimento. Apesardo erro ser diferente de zero, devido a compensação de ambas as partes, a potência reativase mantém estável ( Figura 5.16(a)).


Figura 5.16: Malha de potências ao conectar uma carga linear: a) P e Q no PAC; b) errosde potência ativa e CPD; c) erro de potência reativa e controle por decaimento;

Por outro lado, torna-se necessário aferir a comportamento da frequência e da tensãoimposta a carga linear trifásica. Na Figura 5.17 são apresentados os dados referentes aomódulo do vetor tensão, frequência e erro de tensão no PAC. De acordo com a Figura5.17(c) ocorre uma pequena variação na frequência do PAC ao conectar a carga linear noinstante t = 2s, contudo, a mesma não apresentou oscilações constante resultando em umvalor médio de 60,013 Hz.


Outro fator importante a se analisar no PAC durante a entrada de carga é a sua tensão.Dessa forma, por meio das Figuras 5.17(a)) e 5.17(b)), observa-se que modulo do vetortensão no PAC se mantém em aproximadamente 221 V, apresentando um erro cerca de1.5 V.

Figura 5.17: Comportamento da tensão e da frequência no PAC: a) Modulo do vetortensão; b) erro de tensão; c) frequência no PAC à entrada da carga linear trifásica;

5.3.3 Carga Desbalanceada

É comum que os SGDs alimentem cargas em diferente níveis de potência por fase.Diferente de sistema industriais, em que na grande maioria dos casos são construídas


subestações para sua alimentação, os SGDs surgem para fornecer energia à cargas lo-cais que, por sua vez, são de difícil aferição, uma vez que estas variam constantementeo que dificulta a construção de uma subestação para um valor de potência específico,como ocorre nos sistemas industriais. Dessa forma, analisando o sistema para uma cargatrifásica desbalanceada, ou seja, com valores diferentes em ambas as fases, obteve-seresultados satisfatórios e sem oscilações.

Na Figura 5.18 é apresentado o comportamento da tensão e da corrente entregues àcarga, assim como seus níveis de THD quando K1 é habilitado em t= 2 s. O conector K2

permanece ligado em todo o tempo de simulação. A THD de tensão (Figura 5.18(a)) nãoapresentou modificações quando comparada com o sistema com uma carga linear trifásicabalanceada (Figura 5.15(a)). Contudo, a THD de corrente (5.18(b)) apresentou uma levemodificação, mas se manteve dentro do limiar aceitável, ou seja ≤ 5 %.

Figura 5.18: Forma de onda da tensão e da corrente em uma carga desbalanceada: a)tensões das fases a, b, c do PAC; b) correntes das fases a, b, c da carga;


Figura 5.19: Comportamento da tensão e da frequência ao conectar uma carga desba-lanceada no PAC: a) Modulo do vetor tensão; b) erro de tensão; c) frequência no PAC àentrada da carga desbalanceada;

O comportamento da Frequência, do módulo do vetor tensão e da malha de potên-cia ativa e reativa foi similar ao comportamento ao utilizar uma carga linear. Esse fatorse deve, principalmente, pela rede elétrica se comportar como um barramento infinto eimpor sempre a tensão nominal no PAC. Além disso, uma carga balanceada ou desbalan-ceada afetará o sistema de controle, uma vez que a impedância equivalente vista do PACpode torna-se mais indutiva ou mais resistiva resultando em uma interferência direta nocomportamento do sistema.


Figura 5.20: Malha de potências ao conectar uma carga desbalanceada no PAC: a) P eQ no PAC; b) erros de potência ativa e CPD; c) erro de potência reativa e controle pordecaimento;

Nas Figuras 5.19 e 5.20 são apresentados os demais resultados ao utilizar uma cargadesbalanceada. Na Figura 5.19(a) é apresentado o comportamento do modulo do vetortensão, logo é possível perceber que o mesmo permaneceu em 221,4 V. O erro de tensãofoi aproximadamente 1.4 V, como ilustrado na Figura 5.19(b). Além disso, a frequênciano PAC manteve um comportamento similar ao apreciado na subseção 5.3.2 de cargalinear. Percebe-se, por meio da Figura 5.19(c), que a variação da frequência no PAC


alcançou valores entre 60,021 Hz e 60,006 Hz.A potência ativa e reativa no PAC não apresentaram oscilações, uma vez que foi admi-

tido que o sistema, ao conectar a carga, estava fornecendo um valor de aproximadamente60 % da sua potência ativa nominal (Figura 5.20(a)). Apesar da carga conectada ao PACser uma carga desbalanceada, o erro de potência reativa, assim como o erro de frequênciana malha de controle do sistema resultaram em um valor em torno de zero, como apre-sentado na Figura 5.20(c). Já a o erro de potência reativa, bem como o erro de tensãodo controle por decaimento foram diferentes de zero, contudo, tais erros se compensamresultando em valores de potência reativa e tensão no PAC contantes ( Figuras 5.20(a) e5.19(a)).

Por fim, na Tabela 5.5 são sumarizados os dados da carga e suas respectivas TDHs porfase.

Tabela 5.5: Dados da carga desbalanceada e THD por fases


carga : ra, la 50 Ω, 0 mH -carga : rb, lb 50 Ω, 10 mH -carga : rc, lc 0 Ω, 60 mH -ipac: ia,ib,ic - 0,60; 0,29; 0,13

VCpac: va,vb,vc - 3,90; 3,90; 3,89

5.3.4 Operação em Modo Ilhado

A MSV abordada neste trabalho possui malhas de controle da potência ativa, potênciareativa e o controle de tensão. Em geral, as estruturas de MSV operam como uma fonte detensão oferecendo ao sistema de controle uma tensão e uma frequência de referência que,por sua vez, impõem uma tensão e frequência constante no PAC. Dessa forma, a utilizaçãoda estrutura de MSV possibilita a operação em modo ilhado de sistemas fotovoltaicos,desde que estes sistemas possuam um armazenamento ou forneçam a potência ideal, ouseja, uma potência que seja toda consumida pela carga ou armazenada. Nesse sentido, naFigura 5.21 são apresentados os resultados da corrente na carga, corrente da rede elétricae as potências ativa e reativa quando ocorre um caso de ilhamento no sistema.

O sistema incia com os conectores K1 e K2 habilitados e em t = 1,5 s o K2 é desabilitadodesconectando a rede elétrica do PAC do sistema fotovoltaico. Observa-se, que ao retirara rede elétrica, o consumo de potência reativa reduz consideravelmente (Figura 5.21(d)).Já a potência ativa, não sofre oscilações ao desconectar o sistema. Além disso, é admitido


que o sistema fotovoltaico está injetando exatamente a potência ativa demandada pelacarga. A carga conectada ao PAC é a carga linear da Subseção 5.3.2.

A THD da tensão e da corrente não apresentou grandes variações ou mudanças quandocomparada aos resultados das Subseções anteriores, contudo, a corrente aferida do ladoda rede elétrica resultou em uma THD de corrente 1,89 1,56 e 2,59 % para as fases a, b

e c, respectivamente, como ilustrado na Figura 5.21(b). Essa THD não é um valor alto,entretanto, é um valor superior aos valores obtidos nas seções anteriores. Dessa forma, épossível notar que a rede fornece o conteúdo harmônico necessário para a carga.

Na Figura 5.21 são ilustrados os resultados obtidos para as variáveis de tensão, cor-rente e potências no PAC quando o sistema fotovoltaico opera em modo isolado. Alémdisso, são apresentadas a potência ativa e reativa no PAC. Na Figura 5.22 é apresentado ocomportamento do módulo do vetor tensão, frequência e erro de tensão no PAC. Infere-seque, devido a redução do reativo (Figura 5.21(d)), obteve-se um modulo do vetor tensãomais próximo do valor nominal (Figura 5.22(a)), ou seja, 220,7 V. Isso ocorre devido adesconexão da rede elétrica do PAC, pois devido ao não acoplamento ou interação dascaracterísticas da rede elétrica no PAC é possível emular de forma mais fiel o método deMSV. O erro de tensão resultante foi de aproximadamente 0,7 V (t≥ 1,5 s), como ilustradona Figura 5.22(b).

Outro ponto interessante à ser analisado é a frequência no PAC. Observa-se, por meioda Figura 5.22(c) que ao desconectar o sistema ocorreu uma pequena redução na frequên-cia do PAC, resultando em aproximadamente 59,996 Hz. É importante notar que o valorde frequência obtido em operação isolada da rede elétrica não causará pertubações aosistema, além disso, esse valor abaixo de 60 Hz ocorre principalmente pelo relação deproporção entre a frequência e a potência ativa, ou seja, um erro mínimo na medição depotência ativa influenciará em um valor considerável na frequência aferida no PAC. NaTabela 5.6 é apresentado um resumo da carga e suas respectivas THDs por fase.

Tabela 5.6: Dados da carga e THD por fases no modo ilhado


carga : ra,b,b 30 Ω -carga : la,b,b 60 mH -ipac: ia,ib,ic - 0,12; 0,13; 0,16irede: ia,ib,ic - 1,89; 1,56; 2,59

VCpac: va,vb,vc - 3,80; 3,80; 3,89


Figura 5.21: Sistema em modo ilhado: a) corrente ipac; b) corrente do lado da rede elé-trica; c) tensão no PAC; d) potência ativa e reativa no PAC.


Figura 5.22: Sistema em modo ilhado: a) modulo do vetor tensão do PAC; b) erro domódulo do vetor tensão do PAC; c) frequência no PAC.

5.4 Síntese do capítulo

Neste capítulo, foi apresentado os resultados de simulação para um sistema fotovol-taico de 8 KWp utilizando o controle de corrente convencional, controle de tensão e aestrutura de MSV proposta frente a variações da fonte primária de geração e a caracte-rística da linha de conexão entre o sistema fotovoltaico e a rede elétrica. A partir dosresultados obtidos utilizando o controle de corrente, concluí-se que para operar mantendoa frequência nominal de operação e tensão nominal no ponto de acoplamento é necessá-


rio um controle de tensão. Contudo, o controle de tensão sofre uma influência direta doacoplamento entre as potências reativa e ativa devido a característica da linha utilizada.Dessa foma, para melhorar o desempenho do sistema fotovoltaico foi utilizada uma es-trutura de controle baseada em máquina síncrona virtual, que, resumidamente, oferece aocontrole de tensão e de corrente os valores de referência da tensão do PAC e frequência darede elétrica para manter o controle do fluxo de potência de forma efetiva, possibilitandotambém a operação deste sistema em modo isolado da rede elétrica. Além disso, foi avali-ado o comportamento da estrutura proposta frente às variações sucessivas decorrentes decondições atípicas e a THD resultante do método de MSV. Para as variações sucessivas, ométodo apresentou erros na malha de potência reativa, mas não resultou em oscilações detensão ou de frequência no PAC. Já as THDs, estas foram calculadas por fase por meio dosoftware PSIM e apresentaram um valor aceitável de acordo com a normativa IEEE 1547.

Capítulo 6

Conclusões

6.1 Conclusões Gerais

Neste trabalho foi apresentada uma estrutura de MSV aplicada à conversores de po-tência. Foi elaborado o método MSV para um sistema fotovoltaico trifásico conectadoà rede elétrica. Uma estrutura de controle por decaimento foi utilizada no método deMSV, assim como um controle da tensão do PAC foi elaborado e empregado ao sistemade controle convencional de sistemas fotovoltaicos.

O método analisado depende diretamente das características do ponto de conexão en-tre o sistema e a rede elétrica. Dessa forma, o sistema de controle total foi elaboradoconsiderando-se condições ideais no ponto de conexão. No decorrer das simulações aestrutura de MSV não apresentou resultados satisfatórios ao utilizar valores próximos doreais para a impedância do ponto de conexão. Além disso, a utilização de condições pró-ximas as de uma estrutura real resultou em um erro constante na malha de controle dapotência reativa, tanto no controle por decaimento quando na medição da potência reativano PAC. Entretanto, apesar dos erros na malha de controle foi possível estabelecer níveisde tensão e corrente constante e com poucas oscilações no PAC. Utilizando um caso acei-tável para o ponto de conexão os resultado obtidos estiveram dentro do esperado, ou seja,não resultaram em oscilação ocorrendo uma suavização na entrega da potência ao PAC.

Os resultados obtidos com a conexão de cargas no PAC estiveram dentro do esperado.Além disso, o sistema de controle apresentou erros mínimos ao utilizar uma carga balan-ceada no PAC, assim como a utilização de uma carga desbalanceada. Em uma análise emmodo ilhado da rede elétrica, a tensão no PAC, assim como as potências apresentaram umdesempenho satisfatório.

CAPÍTULO 6. CONCLUSÕES 85

6.2 Trabalhos Futuros

Como continuação dos estudos realizados nesta dissertação de mestrado, as seguintespropostas de trabalhos futuros são sugeridas:

• Avaliação do impacto de um conjunto de sistemas (geração eólica, baterias e etc)frente a utilização das estratégias de controle baseadas em maquina síncrona virtual;• Elaboração de um modelo adaptativo de máquina síncrona virtual para operação de

sistemas em modo conectado e/ou desconectado do sistema elétrico;• Estudos de modelos mais robustos para a malha de controle de tensão, bem como o

controlador utilizado;• Avaliação do desempenho da máquina síncrona virtual utilizando sistemas de ar-

mazenamento;• Avaliar o desempenho da operação paralelas de conversores de potência utilizando

sistemas de armazenamento e máquina síncrona virtual;• Avaliar a estratégia de controle aplicada frente a adição de elementos virtuais no

sistema.

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Implementação de uma Máquina Síncrona Virtual …...Engenharia El étrica e de Computa çã o. Natal, RN, 2018. Orientador: Prof. Dr. Ricardo L úcio de Ara újo Ribeiro. 1. Sistema