MODELAGEM E CONTROLE DE FONTES DE ENERGIA ALTERNATIVASAPLICADAS A REDES DE DISTRIBUIÇÃO

João Adolpho Victorio da Costa e Costa

Projeto de Graduação apresentado ao Cursode Engenharia Elétrica da Escola Politécnica,Universidade Federal do Rio de Janeiro, comoparte dos requisitos necessários à obtenção dotítulo de Engenheiro Eletricista.

Orientador: Maurício Aredes

Rio de JaneiroMarço de 2019

MODELAGEM E CONTROLE DE FONTES DE ENERGIA ALTERNATIVASAPLICADAS A REDES DE DISTRIBUIÇÃO

João Adolpho Victorio da Costa e Costa

PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DOCURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA DA ESCOLA POLITÉCNICADA UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTEDOS REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DEENGENHEIRO ELETRICISTA.

Examinado por:

Prof. (Orientador) Maurício Aredes, Dr.-Ing.

Prof. Sergio Sami Hazan, Ph.D.

Eng. Gustavo Figueiredo Gontijo, M.Sc.

RIO DE JANEIRO, RJ – BRASILMARÇO DE 2019

João Adolpho Victorio da Costa e Costa,Modelagem e Controle de Fontes de Energia

Alternativas Aplicadas a Redes de Distribuição/ JoãoAdolpho Victorio da Costa e Costa. – Rio de Janeiro:UFRJ/ Escola Politécnica, 2019.

XIV, 72 p.: il.; 29, 7cm.Orientador: Maurício AredesProjeto de Graduação – UFRJ/ Escola Politécnica/

Curso de Engenharia Elétrica, 2019.Referências Bibliográficas: p. 71 – 72.1. Primeira palavra-chave. 2. Segunda palavra-chave.

3. Terceira palavra-chave. I. , Maurício Aredes. II.Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola Politécnica,Curso de Engenharia Elétrica. III. Título.

iii

"Dedico este trabalho à minhafamília e amigos."

iv

Agradecimentos

Agradeço a todos os meus familiares. Em especial, minha mãe Fátima daSilva Victorio da Costa e meu pai Luiz Carlos de Sousa Costa pela paciência,amor, carinho incondicional e por me ensinarem a nunca desistir dos meus sonhos.Agradeço a meu irmão Luiz Adolpho Victorio da Costa e Costa pela amizade ecompanheirismo durante os anos.

À minha namorada e melhor amiga, Elisa Toshie, por todo o carinho e amizade.

Agradeço a meus amigos João Pedro, Gustavo, Matheus Costa e Mateus Andrépelos anos de amizade.

Agradeço a todos da família LEMT por 2 anos de ensinamentos e amizade, emespecial ao Daniel Krejci, pela ajuda e paciência.

v

Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ comoparte dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Eletricista.

MODELAGEM E CONTROLE DE FONTES DE ENERGIA ALTERNATIVASAPLICADAS A REDES DE DISTRIBUIÇÃO

João Adolpho Victorio da Costa e Costa

Março/2019

Orientador: Maurício Aredes

Curso: Engenharia Elétrica

Atualmente, as duas principais fontes de energia renovável utilizadas no Brasilsão a fotovoltaica e a eólica. Com o amadurecimento destas tecnologias, tornou-sepossível gerar energia nos centros consumidores, mudando o perfil do setor elétrico.

Seguindo esta tendência de geração distribuída, este trabalho tem como obje-tivo analisar a dinâmica das gerações solar e eólica em uma rede de distribuição.Para isso, realizou-se a modelagem de tais fontes, assim como a implementaçãodo controle de seus respectivos conversores de eletrônica de potência no softwarePSCAD/EMTDC.

vi

Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillmentof the requirements for the degree of Engineer.

MODELING AND CONTROL OF ALTERNATIVE ENERGY SOURCESAPPLIED TO DISTRIBUTION NETWORKS

João Adolpho Victorio da Costa e Costa

March/2019

Advisor: Maurício Aredes

Course: Electrical Engineering

Currently, the two main sources of renewable energy used in Brazil are pho-tovoltaic and wind power. With the maturation of these technologies, it becamepossible to generate energy in the consumer centers, changing the profile of theelectric sector.

Following this trend of distributed generation, this work aims to analyze thedynamics of solar and wind generation in a distribution network. For this, themodeling of such sources was carried out, as well as the implementation of the controlof their respective power electronics converters in the PSCAD/EMTDC software.

vii

Sumário

Lista de Figuras x

Lista de Tabelas xiv

1 Introdução 11.1 Motivação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11.2 Objetivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21.3 Organização do Trabalho . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2

2 Procedimento de Regulação 32.1 Normas Internacionais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

2.1.1 Operação Anormal da Rede . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42.1.2 Qualidade de Energia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42.1.3 Proteção Contra Ilhamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

2.1.3.1 IEEE 1547 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62.1.3.2 IEC 61727 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

2.2 Normas Nacionais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72.3 Métodos de Detecção de Ilhamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

2.3.1 NDZ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82.3.2 Métodos Passivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

2.3.2.1 Detecção de Frequência e Tensão . . . . . . . . . . . 92.3.2.2 Diferença de Fase . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92.3.2.3 Detecção de Harmônicos . . . . . . . . . . . . . . . . 10

2.3.3 Métodos Ativos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102.3.3.1 Variação de Frequência . . . . . . . . . . . . . . . . . 102.3.3.2 Variação de Tensão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102.3.3.3 Estimação de Impedância da Rede . . . . . . . . . . 11

3 Sistemas Fotovoltaicos 133.1 Arranjo e Curva PV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 143.2 Sistema Estudado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

3.2.1 Conversor CC/CC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

viii

3.2.2 Conversor CC/CA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 183.3 Controle no Modo GC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

3.3.1 Controle do Conversor Boost . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 193.3.2 Controle do Inversor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

3.4 Controle no Modo SA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 243.4.1 Controle Boost . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 243.4.2 Controle Inversor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

4 Sistemas Eólicos 264.1 Tipos de Sistemas Eólicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26

4.1.1 Tipo 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 274.1.2 Tipo 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 274.1.3 Tipo 3 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 284.1.4 Tipo 4 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

4.2 Componentes do Sistema Eólico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 304.2.1 Pás da Turbina . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 304.2.2 Caixa de Engrenagem . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 314.2.3 Mecanismo de Pitch e Yaw Drive . . . . . . . . . . . . . . . . 324.2.4 Freio Mecânico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 324.2.5 Sensor de Vento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32

4.3 Curva Característica de Potência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 334.4 Algoritmo MPPT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34

4.4.1 Optimal Tip Speed Ratio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 354.4.2 Optimal Torque Control . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 354.4.3 Power Look-up Table . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

4.5 Sistema Estudado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 374.5.1 Configuração Boost . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 394.5.2 Configuração Full Converter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40

5 Simulações e Resultados 425.1 Sistema Fotovoltaico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42

5.1.1 Sistema Conectado à Rede . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 455.1.2 Sistema Ilhado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51

5.2 Sistema Eólico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 565.2.1 Configuração Full Converter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 575.2.2 Configuração Boost . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63

6 Conclusão 70

Referências Bibliográficas 71

ix

Lista de Figuras

2.1 Carga equilibrada RLC para realização de teste anti-ilhamento. . . . 72.2 Região de não-detecção. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

3.1 Célula fotovoltaica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 133.2 Arranjo com 8 placas em série e 6 em paralelo, totalizando 48 placas

solares. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 153.3 Curva de corrente pela tensão para diferentes níveis de irradiação,

mantendo a temperatura constante em 25oC. . . . . . . . . . . . . . 153.4 Curva de potência pela tensão para diferentes níveis de irradiação,

mantendo a temperatura constante em 25oC. . . . . . . . . . . . . . . 163.5 Curva de corrente pela tensão para diferentes níveis de temperatura,

mantendo a irradiação constante em 1000 W/m2. . . . . . . . . . . . 163.6 Curva de potência pela tensão para diferentes níveis de temperatura,

mantendo a irradiação constante em 1000 W/m2. . . . . . . . . . . . 163.7 Configuração de uma conexão fotovoltaica residencial. . . . . . . . . . 173.8 Conversor Boost. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 173.9 Tensão no indutor em um período T, onde T = ton + toff [1]. . . . . . 183.10 Inversor de 2 níveis utilizado durante o estudo. . . . . . . . . . . . . . 193.11 Fluxograma do algoritmo perturba e observa. . . . . . . . . . . . . . 203.12 Controle do boost no modo conectado à rede. . . . . . . . . . . . . . 203.13 Diagrama do vetor espacial e suas projeções. . . . . . . . . . . . . . . 223.14 PLL dq utilizado para realizar a transformada de Park. . . . . . . . . 223.15 Tensão trifásica com a transformada de Clarke. . . . . . . . . . . . . 233.16 Tensão no referencial de Park. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 233.17 Controle de potencia ativa e reativa. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 233.18 Inversor controlando a tensão no elo CC no modo GC. . . . . . . . . 243.19 Controle boost no modo ilhado. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 243.20 Controle de tensão no modo ilhado. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

4.1 Principais configurações de máquinas elétricas utilizadas em sistemaseólicos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26

x

4.2 Sistema eólico utilizando gerador gaiola de esquilo. . . . . . . . . . . 274.3 Sistema eólico com controle parcial de velocidade. . . . . . . . . . . . 284.4 Sistema com conversor de capacidade reduzida. . . . . . . . . . . . . 294.5 Topologia full-converter. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 294.6 Curva de potência característica de uma turbina eólica. . . . . . . . . 334.7 Curva de potência mecânica para diferentes velocidades da turbina. . 344.8 Controle de velocidade utilizando λopt. . . . . . . . . . . . . . . . . . 354.9 Controle de velocidade através do toque de referência. . . . . . . . . . 364.10 Controle de velocidade utilizando referência de potência. . . . . . . . 364.11 Sistema eólico utilizando configuração boost. . . . . . . . . . . . . . . 374.12 Sistema eólico utilizando configuração "full converter". . . . . . . . . 374.13 Curva de Potência por corrente para uma velocidade de vento. . . . . 394.14 Controle utilizado para gerar a potência de referência. . . . . . . . . . 394.15 Conversor "back-to-back" utilizado na configuração "full converter". . 404.16 Controle de corrente de eixo direto. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 404.17 Controle de Máxima potência. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40

5.1 Bloco representando o painel fotovoltaico. . . . . . . . . . . . . . . . 425.2 Parâmetros do arranjo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 435.3 Parâmetros da célula solar. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 435.4 Configuração do arranjo conectado ao boost. . . . . . . . . . . . . . . 435.5 Sistema fotovoltaico completo, conectado à rede. . . . . . . . . . . . . 445.6 Controle MPPT implementado no software PSCAD. . . . . . . . . . . 455.7 Inversor controlando a tensão do elo através da corrente de eixo direto. 455.8 Inversor controlando a potência reativa através da corrente de eixo

em quadratura. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 455.9 Frequência do sistema obtida através do PLL. . . . . . . . . . . . . . 465.10 Tensão na carga e tensão da rede de distribuição. . . . . . . . . . . . 475.11 Defasagem entre as duas tensões. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 475.12 Correntes provenientes da rede de distribuição. . . . . . . . . . . . . . 475.13 Comparação entre as correntes de fase A do sistema. . . . . . . . . . 485.14 Tensão no elo, mantida pelo controle do inversor. . . . . . . . . . . . 485.15 Potência mantida no seu máximo pelo algoritmo MPPT. . . . . . . . 485.16 Corrente da rede de distribuição. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 495.17 Comparação entre correntes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 495.18 Comparação entre potência gerada e consumida. . . . . . . . . . . . . 505.19 Correntes da rede de distribuição. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 505.20 Comparação entre correntes do sistema da fase A. . . . . . . . . . . . 505.21 Controle do boost no modo ilhado. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51

xi

5.22 Controle de tensão na carga através da corrente de eixo direto. . . . . 515.23 Controle de tensão na carga através da corrente de eixo em quadratura. 515.24 Frequência do sistema antes e depois do ilhamento. . . . . . . . . . . 525.25 Tensão no elo antes e depois do ilhamento. . . . . . . . . . . . . . . . 525.26 Variação da tensão no elo no modo ilhado. . . . . . . . . . . . . . . . 535.27 Tensão na carga e na rede de distribuição durante o ilhamento. . . . . 535.28 Corrente que vai para a rede quando ocorre o ilhamento. . . . . . . . 535.29 Comparação entre correntes do sistema antes de haver o ilhamento. . 545.30 Comparação entre correntes do sistema após o ilhamento. . . . . . . . 545.31 Potência gerada e consumida no sistema. . . . . . . . . . . . . . . . . 555.32 Frequência no sistema antes e após o ilhamento. . . . . . . . . . . . . 555.33 Tensão no sistema ilhado. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 555.34 Tensão mantida em 1 pu com o controle do boost. . . . . . . . . . . . 565.35 Modelo de máquina de imã permanente utilizada durante a simulação. 565.36 Parâmetros utilizados para modelar a turbina eólica [2]. . . . . . . . . 565.37 Sistema utilizado na simulação para representar a turbina eólica. . . . 575.38 Conversor do tipo VSC do lado da máquina. . . . . . . . . . . . . . . 575.39 Controle de eixo direto, mantendo id = 0. . . . . . . . . . . . . . . . . 585.40 Controle de eixo em quadratura, maximizando a potência. . . . . . . 585.41 Dinâmica entre potência de referência e potência do gerador quando

o controle de potência é liberado. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 595.42 Dinâmica entre o torque elétrico e o mecânico. . . . . . . . . . . . . . 595.43 Velocidade do gerador antes e depois da referência de potência. . . . . 595.44 Frequência do sistema, obtido através do PLL de referência síncrona. 605.45 Tensão no elo, mantida na referência através do controle do inversor. 605.46 Corrente gerada pelo inversor após os filtros. . . . . . . . . . . . . . . 605.47 Comparação entre as correntes do inversor, carga e rede. . . . . . . . 615.48 Tensão da rede de distribuição e da carga. . . . . . . . . . . . . . . . 615.49 Comparação entre duas tensões. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 615.50 Potência do gerador e de referência para diferentes níveis de potência. 625.51 Dinâmica dos torques elétrico e mecânico para diferentes níveis de

potência. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 625.52 Gerador acelerando e freando para se adequar a nova potência. . . . . 635.53 Tensão no elo mantida constante pelo inversor. . . . . . . . . . . . . . 635.54 Topologia com retificador não controlado e conversor boost. . . . . . 645.55 Controle de potência do conversor boost. . . . . . . . . . . . . . . . . 645.56 Variação na potência de referência de 15 kW para 10 kW . . . . . . . 645.57 Dinâmica do torque elétrico e mecânico para diferentes referencias de

potências. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

xii

5.58 Velocidade de rotação para diferentes valores de potência. . . . . . . . 655.59 Corrente iDC do boost seguindo a referência. . . . . . . . . . . . . . . 655.60 Tensão no elo mantida constante pelo controle do inversor. . . . . . . 665.61 Fonte de tensão equivalente representando a dinâmica gerador-

retificador. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 665.62 Potência de referência e potência do boost. . . . . . . . . . . . . . . . 675.63 Corrente iDC do boost e de referência. . . . . . . . . . . . . . . . . . 675.64 Tensão no elo mantida constante. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 675.65 Corrente do inversor no momento das referências de potência. . . . . 685.66 Corrente no inversor. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 685.67 Comparação entre corrente na carga, inversor e corrente fluindo para

a rede de distribuição. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68

xiii

Lista de Tabelas

2.1 Normas referentes à variação de tensão no ponto de conexão comum(PCC). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

2.2 Normas ferentes a variação de frequência. . . . . . . . . . . . . . . . . 42.3 Valores para reconexão da geração ao sistema de distribuição. . . . . 42.4 Valores limites para harmônicos ímpares, em baixa tensão. . . . . . . 62.5 Valor das componentes CC em relação ao valor nominal da corrente

RMS. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62.6 Comparação entre métodos passivos, ativos e híbridos . . . . . . . . . 12

xiv

Capítulo 1

Introdução

1.1 Motivação

Segundo dados disponibilizados pela Agência Nacional de Energia Elétrica(ANEEL) e Operador Nacional do Sistema (ONS), em 2006 a geração eólicano Brasil representava uma parcela reduzida da potência produzida, totalizando206 MW . Já em 2018, a potência instalada era de 14.142 MW , representando8, 8% da potência gerada no país. A energia fotovoltaica também apresentou umcrescimento significativo, totalizando em 2018 uma potência instalada de 1, 78 GW ,representando 1, 1% da potência gerada no país e com previsão de que em 2023represente 2% da matriz energética nacional.

Com o desenvolvimento destas tecnologias, passou a ser possível tambémgerar energia nos centros consumidores. Em 2012, tinha-se apenas 3 conexõesregulamentadas de geração fotovoltaica nos centros consumidores em todo o país[3]. Já em 2016, o número de conexões regulamentadas provenientes de energiafotovoltaica passou para 6.670. Em novembro de 2016, a potência instalada degeração distribuída era de 60.895 kW sendo que 94% destas instalações eram emcentros comerciais e residencias e 77% da potência era proveniente da geração foto-voltaica. A geração eólica distribuída ocupa a segunda posição, sendo responsávelpor 10, 2% da potência instalada.

A interface entre essas fontes alternativas de energia e a rede elétrica é feitaatravés de conversores de eletrônica de potência. Esta interface entre geração distri-buída e rede de distribuição gera novos desafios como qualidade de energia injetadano sistema e como projetar o controle destes conversores. Assim, estudos utilizandoprogramas capazes de trabalhar no domínio do tempo , como PSCAD/EMTDC esemelhantes, vem ganhando importância, uma vez que questões como controle de

1

conversores e qualidade de energia podem ser estudados de forma detalhada [4].

1.2 Objetivos

Propõe-se a modelagem, no software PSCAD/EMTDC, das fontes fotovoltaica,eólica e do controle de seus respectivos conversores, aplicados a um sistema de baixatensão. Estudam-se questões de qualidade de energia e fluxo de potência instantâneasob diferentes condições de carga. Verifica-se ainda a operação da geração solar emmodo desconectado da rede.

1.3 Organização do Trabalho

O presente trabalho está organizado da seguinte forma:

Capítulo 2: Aborda as principais normas que regulamentam a conexão degeração distribuída ao sistema de distribuição, assim como os principais métodosde detecção de ilhamento.

Capítulo 3: Apresentação dos principais componentes presentes em um arranjofotovoltaico, assim como métodos de controle de conversores aplicados à geraçãofotovoltaica.

Capítulo 4: Apresentação dos principais componentes que compõe um sistemade geração eólico, assim como métodos de controle de conversores aplicados àgeração eólica residencial.

Capítulo 5: Apresenta os principais componentes utilizados durante a simulação,assim como resultados e análises.

Capítulo 6: Apresenta as conclusões e trabalhos futuros.

2

Capítulo 2

Procedimento de Regulação

O crescimento acelerado da geração distribuída trouxe novos desafios para aoperação do sistema elétrico. Como a maioria dos equipamentos no setor elétricofoi projetado para um fluxo de potência no sentido Geração-Carga, não se podemais garantir que um componente esteja desenergizado, uma vez que é possívelque a unidade de geração local o esteja energizando. Há também o problemareferente à qualidade de energia entregue à rede, já que é bastante comum quea interface entre a fonte renovável e o sistema de distribuição seja feita atravésde um conversor de eletrônica de potência que, decorrente do chaveamento doscomponentes semicondutores, produz harmônicos no sistema.

Pode-se ver então que é preciso uma série de normas para que a geração dis-tribuída seja incorporada ao sistema elétrico sem que haja danos ao sistema ou àspessoas que o operam. Como será visto, são impostos limites de frequência, tensãoe indicativos de qualidade de energia para a operação destes sistemas.

2.1 Normas Internacionais

A geração nos centros consumidores é uma prática adotada há anos em paísesdesenvolvidos. Isso implica que suas normas de conexão com a rede são bem de-senvolvidas e testadas. Os principais comitês internacionais referentes a geraçãodistribuída são:

• IEEE ("Institute of Electrical and Electronic Engineers"), localizado nos Es-tados Unidos;

• IEC ("International Electrotechnical Commission"), localizado na Suíça.

Cada um destes comitês possuem normas referentes à conexão de geração distri-buída ao sistema de distribuição e devem respeitar os limites de operação e índicesde qualidade de energia.

3

2.1.1 Operação Anormal da Rede

Muitas vezes os sistemas de geração distribuída precisam ser desconectados darede quando detectam alguma irregularidade na tensão e/ou frequência do sistema.Isto é feito para garantir a segurança de quem realiza a manutenção da rede etambém para evitar danos ao sistema de geração. As tabelas 2.1, 2.2 e 2.3 mostramuma comparação entre as duas principais normas internacionais, quanto a tensão,frequência e tempo de reconexão, [5] e [6].

IEEE 1547 IEC 61727Tensão (%) Tempo de Desconexão (s) Tensão (%) Tempo de Desconexão (s)

V<50 0,16 V<50 0,150 ≤ V < 88 2,00 50 ≤ V < 85 2,00110<V<120 1,0 110<V<135 2,00V ≥ 120 0,16 V ≥ 135 0,05

Tabela 2.1: Normas referentes à variação de tensão no ponto de conexão comum(PCC).

IEEE 1547 IEC 61727Frequência (Hz) Tempo de Desconexão (s) Frequência (Hz) Tempo de Desconexão (s)59,3<f<60,5 0,15 fn-1<f<fn+1 0,2

Tabela 2.2: Normas ferentes a variação de frequência.

IEEE 1547 IEC 61727Tensão (%) Frequência (Hz) Tensão (%) Frequência (Hz)88<V<110 59,3<f<60,5 85<V<110 fn-1<f<fn+1

Tabela 2.3: Valores para reconexão da geração ao sistema de distribuição.

Para a norma IEC 61727 ainda é necessário esperar 3 minutos para realizar aconexão com o sistema. Isto é feito como uma medida de segurança para garantirque o problema realmente tenha sido corrigido.

2.1.2 Qualidade de Energia

Como foi dito, a qualidade de energia que a geração distribuída injeta na redetambém deve ser mantida dentro de limites estabelecidos. Entre os principais indi-cadores de qualidade pode-se citar:

• Harmônicos na Corrente;

4

• Injeção de corrente em Corrente Contínua;

• Fator de Potência.

A quantidade de conteúdo harmônico na tensão ou corrente do sistema é quan-tificado a partir de um índice chamado distorção harmônica total (THD em inglês),dado em porcentagem. Considerando-se que a corrente seja composta da compo-nente fundamental is1 mais sua parcela de harmônicos, pode-se definir a corrente dosistema como a equação 2.1.

is(t) = is1(t) +∑h6=1

ish(t) (2.1)

Reescrevendo-se a equação 2.1, chega-se a equação 2.2

is(t) =√

2Is1 sin(ω1t− φ1) +∑h6=1

√2Ish sin(ωht− φh) (2.2)

Onde φ1 e φh são as defasagens em relação a tensão do sistema. Definindo-sea corrente de distorção isdis(t) = is(t) − is1(t) [1] e colocando-se em valor eficaz,obtém-se a equação 2.3.

Isdis = (I2s − I2s1)1/2 = (∑h6=1

I2sh)1/2 (2.3)

Define-se então THD a partir da equação 2.4.

%THD = 100IsdisIs1

= 100

√I2s − I2s1Is1

(2.4)

Substituindo-se a equação 2.3 na equação 2.4, chega-se à definição final de THD,como pode ser visto na equação 2.5.

%THD = 100

√∑h6=1

(IshIs1

)2 (2.5)

A tabela 2.4 mostra os valores aceitáveis para harmônicos produzidos pela gera-ção local.

5

IEEE 1547 e IEC 61727Harmônicos Limite de Distorção (%)h < 11 4,0

11 ≤ h < 17 2,017 ≤ h < 23 1,523 ≤ h < 35 0,6h ≥ 35 0,3

Tabela 2.4: Valores limites para harmônicos ímpares, em baixa tensão.

O THD em ambas as normas não pode ultrapassar o valor de 5%.

A injeção de correntes contínuas no sistema pode saturar os transformadores dedistribuição, levando-os a sobre-aquecimento e operação de disjuntores de maneiraerrada. A tabela 2.5 mostra os valores aceitáveis do nível CC na corrente injetada.

Limitação de Corrente ContínuaIEEE 1547 IEC 61727IDC < 0, 5% IDC < 1%

Tabela 2.5: Valor das componentes CC em relação ao valor nominal da correnteRMS.

Em relação ao fator de potência, a norma IEEE 1574 não define um limite deoperação, uma vez que em sistemas de geração distribuída o fator de potência émuito perto do valor unitário, visto que se está interessado em injetar a máximapotência no sistema. Já a norma IEC 61727 informa que quando o valor da potênciagerada for superior a 50% da instalada, que o fator de potência deve ser superior a0,9 (indutivo).

2.1.3 Proteção Contra Ilhamento

O ilhamento na geração local significa operar desconectado da rede de distribui-ção. Pode ocorrer devido a um defeito no equipamento da rede de distribuição oumesmo uma desconexão intencional para manutenção. De qualquer forma, é neces-sário que os métodos de detecção de ilhamento sejam precisos e atuem rapidamente.

2.1.3.1 IEEE 1547

Nesta norma estipula-se um tempo máximo de 2 segundos para que a geraçãolocal detecte e deixe de energizar o ponto de conexão comum (PCC). Como há umavariedade de configurações de cargas, definiu-se um teste padrão para verificar a

6

eficiência do método de detecção de ilhamento implementado.

O teste é feito através de uma carga RLC conectada em paralelo entre a geraçãoe a rede. A carga RLC deve ser ajustada de forma que a corrente fluindo para arede seja menor ou igual a 2% do valor nominal. A figura 2.1 mostra essa situação.

Figura 2.1: Carga equilibrada RLC para realização de teste anti-ilhamento.

Abre-se a chave S de modo que o sistema opere ilhado. Para que o método de de-tecção de ilhamento seja considerado adequado, essa desconexão deve ser detectadaem até 2 segundos após a abertura da chave S.

2.1.3.2 IEC 61727

Esta norma assemelha-se a IEEE 1547. O circuito de teste para verificar aeficiência do método anti-ilhamento é igual ao da norma IEEE 1547. O tempomáximo de detecção e desconexão também é o mesmo (2 segundos). A diferença éque este teste é feito para diferentes níveis de potência.

2.2 Normas Nacionais

A geração distribuída é muito recente no Brasil. Apenas em 2012 a ANEEL(Agência Nacional de Energia Elétrica) regularizou essa atividade através daResolução Normativa ANEEL no 482/2012, permitindo o uso de qualquer fonterenovável, além da cogeração qualificada. Definiu-se como micro geração distribuídaa central geradora com potência instalada até 75 kW e mini geração distribuídacomo aquela com potência instalada acima de 75 kW e menor ou igual a 5 MW,conectadas na rede de distribuição. Passou a ser possível gerar sua própria energiaelétrica a partir de fontes renováveis ou cogeração qualificada e inclusive fornecer oexcedente para a rede de distribuição de sua localidade.

Ficou a cargo das concessionárias ou permissionárias de distribuição verificarqual seria a melhor norma para conexão de geração distribuída em seus sistemas.

7

2.3 Métodos de Detecção de Ilhamento

As normas IEEE 1547 e IEC 61727 não especificam qual o método de detecçãoa ser utilizado, apenas o tempo máximo de operação. Logo, é necessário uma brevediscussão deste tópico para entender como funcionam.

Existem inúmeros métodos bem estabelecidos na literatura, cada um com suasvantagens e desvantagens. Deste modo, foram classificados em 2 grupos tendo comocritério sua interação com a rede [5], [7],

• Métodos Passivos;

• Métodos Ativos.

Exite ainda um terceiro grupo, os métodos híbridos. Este terceiro grupo nadamais é do que um sistema em que combina-se métodos passivos e ativos. Isto éfeito pois tanto os métodos passivos quanto os ativos possuem desvantagens e,combinando-se ambos, é possível aumentar a confiabilidade do sistema. A tabela2.6 exemplifica as vantagens e desvantagens de cada método.

Antes de se verificar os métodos de ilhamento, é necessário introduzir o conceitode área de não-detecção (NDZ em inglês).

2.3.1 NDZ

A área de não detecção está relacionada com a diferença entre potência ativa ereativa gerada pela fonte e consumida pela carga. O balanço geração carga pode servisto nas equações 2.6 e 2.7.

Pload = PDG + ∆P (2.6)

Qload = QDG + ∆Q (2.7)

Se Pload = PDG e Qload = QDG então a geração local fornece toda a potênciapara a carga. Caso ocorra um defeito na rede, não haverá uma variação significativade tensão e/ou frequência para que o problema seja detectado pelo método de anti-ilhamento. Pode-se então definir uma região (NDZ) em que o método não será eficaz.A figura 2.2 mostra uma representação desta região.

8

Figura 2.2: Região de não-detecção.

2.3.2 Métodos Passivos

Métodos de detecção passivos utilizam informações disponíveis no ponto de cone-xão comum, i.e, tensão e corrente. Apesar de métodos passivos não serem intrusivos,possuem uma grande área de não-detecção, fazendo com que percam a confiabilidadequando a geração supre quase totalmente a carga.

2.3.2.1 Detecção de Frequência e Tensão

Todos os inversores ligados à rede precisam ter um detector de sobre/sub-tensãoe sobre/sub-frequência. Quando os limites impostos pelas normas são violados, oalgoritmo de anti-ilhamento deve atuar, desconectando a geração local da rede dedistribuição. Como foi visto, quando a diferença entre potência consumida e geradaé muito pequena, não serão detectados grandes variações na tensão ou frequência,fazendo com que o método aja de maneira errada. O pior caso é quando ∆P = 0

e ∆Q = 0. Os limites para a NDZ podem ser obtidos analiticamente, atravésdas equações 2.8 e 2.9 . Elas se referem aos limites de potência reativa e ativa,respectivamente.

q(1− (f

fmin)2) ≤ ∆Q

PDG≤ q(1− (

f

fmax)2) (2.8)

(V

Vmax)2 − 1 ≤ ∆P

PDG≤ (

V

Vmin)2 − 1 (2.9)

Onde q é o fator de qualidade.

2.3.2.2 Diferença de Fase

Esse método observa a diferença de fase entre a tensão terminal do inversor e acorrente de saída. A variação de defasagem ocorre durante o ilhamento por causa

9

da variação de potência reativa. Esse método pode ser implementado através dautilização de algorítimos baseados em "Phase Locked Lopp" (PLL).

2.3.2.3 Detecção de Harmônicos

Mesmo com o funcionamento normal do sistema, os inversores injetam harmôni-cos no sistema, devido ao chaveamento. Esses harmônicos são mantidos em valoresestabelecidos pelas normas quando o sistema está conectado à rede. Quando ocorreum defeito no sistema, como por exemplo um curto-circuito, a impedância vista peloinversor varia, isso causa um aumento no conteúdo harmônico do sistema. Logo, oaumento de harmônicos pode ser um indicativo de ilhamento.

2.3.3 Métodos Ativos

Os métodos ativos interagem diretamente com a rede. A ideia é que pequenasperturbações sejam geradas em intervalos de tempo menores que 2 segundos a fimde verificar a integridade do sistema. Os principais parâmetros de interesse sãofrequência, fase, conteúdo harmônico, potência ativa e reativa. Quando a geraçãolocal está conectada ao sistema, essas pequenas perturbações são absorvidas pelosistema. Quando ocorrer o ilhamento, estas perturbações irão alterar significativa-mente os parâmetros de interesse, sendo possível detectar o ilhamento.

2.3.3.1 Variação de Frequência

Estes métodos têm como principal parâmetro a frequência do sistema. É pro-duzida uma variação na frequência de referência de forma que se o sistema estiverconectado à rede, nada será alterado, uma vez que a frequência é imposta pela rede.Quando ocorre o ilhamento, esta variação de frequência fará com que o sistemaatinja seu limite estabelecido pela proteção de sobre/sub-frequência, de forma queo ilhamento seja detectado.

2.3.3.2 Variação de Tensão

Este método verifica a tensão no ponto de conexão entre a geração local e a rede.A perturbação pode ser feita através de uma realimentação positiva no controle decorrente do inversor ou uma ordem para mudar a potência reativa de referência,fazendo a tensão variar. Quando o sistema está conectado à rede, a tensão nãopode ser alterada. Todavia, quando se perde a referência da rede, esta variaçãode tensão fará com que o sistema atinja seus limites estabelecidos pela proteção desub/sobre-tensão, caracterizando o ilhamento.

10

2.3.3.3 Estimação de Impedância da Rede

Estes métodos se baseiam em verificar a impedância da rede vista pelo inversor.Quando a geração local está conectada ao sistema de distribuição, a impedância equi-valente vista pelo inversor é relativamente constante. Quando ocorre o ilhamento,a impedância vista mudará de maneira drástica, sendo então possível detectar oilhamento. Os dois principais métodos abordados na literatura para estimar a im-pedância da rede são a injeção de harmônicos e variação de potência ativa e reativa.A implementação detalhada destes dois métodos pode ser visto em [5] e [8].

11

Métod

osPassivo

sAtivo

sHíbrido

s

Van

tagens

Tempo

curtode

detecção;

Não

perturba

osistem

a;

Muito

precisoqu

ando

háum

agran

dediferençaentrepo

tência

gerada

econsum

ida.

Pod

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ilham

ento

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Perturbaçõessãoap

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métod

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Com

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12

Capítulo 3

Sistemas Fotovoltaicos

A energia fotovoltaica despontou nos últimos anos como a principal fonte deenergia utilizada na geração distribuída no Brasil [3]. Na figura 3.1 pode-se ver omodelo elétrico de uma célula fotovoltaica genérica [9].

Figura 3.1: Célula fotovoltaica

Aplicando-se a lei de Kirchoff, chega-se a equação 3.1.

Is = Ipv − Id − Ishunt (3.1)

onde:

• Ipv é a corrente produzida pelo efeito foto-elétrico, sendo dependente da tem-peratura e irradiação;

• Id é a corrente do diodo;

• Ishunt é a corrente que passa por Rshunt;

• Is é a corrente de saída da célula fotovoltaica.

Desenvolvendo-se a expressão de Id e aplicando a lei de Kirchoff entre Rs e Rshunt,pode-se reescrever a equação 3.1 na forma da equação 3.2 [9].

13

Is = Ipv − Io[exp(Vpv + IRs

nkTcq

)− 1]− Vpv + IsRs

Rshunt

(3.2)

onde:

• Io é a corrente de saturação do diodo;

• Vpv é a tensão de saída da célula fotovoltaica;

• Rs é a resistência série;

• Rshunt é resistência em paralelo;

• n é o fator de qualidade da junção p ;

• k é a constante de Boltzmann;

• Tc é a temperatura ambiente;

• q é a carga do elétron.

3.1 Arranjo e Curva PV

Uma placa solar é constituída de várias células fotovoltaicas. Um arranjo é umconjunto de placas solares conectadas em série e/ou paralelo. Se forem conectadasem série, a tensão de saída será o somatório das tensões das placas em série. Seforem conectados em paralelo, a corrente de saída será o somatório das correntesdas placas em paralelo. As equações 3.3 e 3.4 resumem esta ideia.

Vtotal =n∑i=1

Vi (3.3)

Itotal =m∑i=1

Ii (3.4)

onde:

• n é o número de placas em série;

• m é o número de placas em paralelo.

A potência total de um arranjo fotovoltaico é dada por P = Vtotal ∗Itotal. Pode-seinferir então que os arranjos são formados por um conjunto de placas em série e emparalelo a fim de resultar em uma tensão, corrente e potência desejadas. A figura3.2 mostra um arranjo típico de placas fotovoltaicas.

14

Figura 3.2: Arranjo com 8 placas em série e 6 em paralelo, totalizando 48 placassolares.

A equação 3.2 indica que a corrente gerada pela célula solar tem uma fortedependência com temperatura e irradiação. De fato, para diferentes valores de tem-peratura e irradiação a célula fotovoltaica apresenta diferentes níveis de potência.As figuras 3.3 e 3.5 mostram curvas de corrente em função de tensão para diversosvalores de irradiação e temperatura, respectivamente. Já as figuras 3.4 e 3.6 mos-tram curvas de potência em função de tensão para diversos valores de irradiação etemperatura, respectivamente.

Figura 3.3: Curva de corrente pela tensão para diferentes níveis de irradiação, man-tendo a temperatura constante em 25oC.

15

Figura 3.4: Curva de potência pela tensão para diferentes níveis de irradiação, man-tendo a temperatura constante em 25oC.

Figura 3.5: Curva de corrente pela tensão para diferentes níveis de temperatura,mantendo a irradiação constante em 1000 W/m2.

Figura 3.6: Curva de potência pela tensão para diferentes níveis de temperatura,mantendo a irradiação constante em 1000 W/m2.

A partir dos gráficos 3.4 e 3.6 pode-se observar que existe uma tensão de saídado painel fotovoltaico que maximiza a potência produzida.

16

3.2 Sistema Estudado

O sistema em estudo refere-se a uma micro-geração fotovoltaica residencial. Parase ter uma compreensão completa do funcionamento do sistema, foram feitas duasanálises: Conectada à rede (GC do inglês "grid connected") e operando no modoilhado (SA do inglês "stand alone"), isto é, desconectada da rede. A figura 3.7mostra o arranjo usual de uma mini-geração residencial.

Figura 3.7: Configuração de uma conexão fotovoltaica residencial.

Pode-se ver da figura 3.7 que um sistema de geração fotovoltaica não é compostoapenas da placa solar. Os principais componentes de um sistema deste tipo são:

• Conjunto de placas solares, formando um arranjo;

• Conversor CC/CC;

• Capacitor de Elo CC;

• Conversor CC/CA.

3.2.1 Conversor CC/CC

O conversor CC/CC é um tipo de conversor de eletrônica de potência que alteraos níveis de tensão em corrente contínua. Para o estudo foi utilizado um conversor"boost". A figura 3.8 mostra um conversor boost genérico.

Figura 3.8: Conversor Boost.

17

Pode-se ver da figura 3.8 que a chave semicondutora utilizada é um "Insula-ted Gate Bipolar Transistor"(IGBT), permitindo que a chave seja "aberta" ou"fechada" a partir de uma lógica de modulação de largura de pulso (PWM em in-glês). Quando a chave recebe a lógica para conduzir, a tensão no indutor VL = V1,enquanto que quando a chave recebe a lógica para não conduzir, a tensão no indutoré VL = V1 − V2. A figura 3.9 resume esta operação.

Figura 3.9: Tensão no indutor em um período T, onde T = ton + toff [1].

Sabe-se que a tensão média no indutor deve ser zero em um período completo(vLmédio = 0). Pode-se então formular a equação 3.5.

vLmédio =1

T

∫ T

0

vL(t) =1

T[

∫ ton

0

vL(t) +

∫ T

ton

vL(t)] = 0 (3.5)

Definindo-se o ciclo de trabalho (D) como D = tonT

e reescrevendo-se a equação3.5, chega-se a equação final do conversor boost.

V2 =1

1−D∗ V1 (3.6)

Pode-se ver da equação 3.6 que o boost realmente é um conversor elevador detensão, uma vez que 0 ≤ D ≤ 1.

3.2.2 Conversor CC/CA

Os conversores CC/CA, também chamados de inversores, transformam atravésde uma lógica de chaveamento, tensão de corrente contínua para alternada. Oinversor utilizado em sistemas fotovoltaicos possuem as seguintes funções:

• Controlar a amplitude da tensão de saída;

• Controlar a frequência do sistema;

• Regular a tensão no elo capacitivo;

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• Controlar a potência ativa e reativa injetada na rede.

A figura 3.10 mostra um inversor fonte de tensão (VSI em inglês) de dois níveis.

Figura 3.10: Inversor de 2 níveis utilizado durante o estudo.

A lógica de chaveamento será vista posteriormente, mas consiste em comparartrês ondas senoidais desfasadas 120o umas das outras com uma onda triangular .

Com os principais componentes do sistema apresentados, pode-se descrever ocontrole utilizado em cada um dos equipamentos.

3.3 Controle no Modo GC

Como foi dito, serão analisados dois modos de operação diferentes, conectado àrede e ilhado. O sistema se comporta de maneira diferente nestas duas situações,sendo necessário estratégias de controle diferentes. No modo GC, a tensão e afrequência são impostas pelo sistema de distribuição. Dizemos então que o conversoré um seguidor de rede. O sistema é composto por dois conversores, um CC/CC eum CC/CA, de modo que serão necessários dois controles distintos.

3.3.1 Controle do Conversor Boost

No modo conectado à rede é interessante que toda a potência produzida peloarranjo fotovoltaico seja transmitida para a rede. As figuras 3.4 e 3.6 mostramque para um determinado nível de irradiação e temperatura, pode-se obter umapotência máxima para uma tensão específica. Isto pode ser feito através de umalgorítimo que extrai a máxima potência a todo instante, comumente chamado naliteratura de MPPT ("Maximum Power Point Tracking") [10]. O algoritmo utilizadofoi o perturba e observa, onde a cada instante compara-se a potência e a tensão paraachar o ponto de máxima potência. A figura 3.11 mostra o fluxograma deste método.

19

Figura 3.11: Fluxograma do algoritmo perturba e observa.

O controle do boost no modo GC pode ser visto na figura 3.12 . A saída dobloco MPPT é uma tensão de referência Vref . Esta é comparada com a tensão docapacitor localizado na saída do arranjo fotovoltaico e, posteriormente, o erro passapor um PI para gerar o ciclo de trabalho (D). Com isso, garante-se que o arranjofotovoltaico forneça a máxima potência ao sistema.

Figura 3.12: Controle do boost no modo conectado à rede.

3.3.2 Controle do Inversor

No modo conectado à rede, o inversor tem como função manter o nível do eloCC constante. Existem diversas abordagens para controlar o inversor [11], [12], [13]podendo-se citar:

• Controle no eixo estacionário (trabalha-se direto com as fases ABC);

• Controle Ressonante (faz-se uma transformada αβ);

• Controle nos eixos dq (eixos em quadratura).

O controle foi feito usando o eixo de referência dq. Este tipo de controle foiescolhido pois mostrou-se simples de ser implementado, porém preciso o suficientepara a aplicação. Outra vantagem de se escolher o eixo dq como referência é que

20

em um sistema equilibrado, isto é VA + VB + VC = 0, suas componentes são quanti-dades CC, sendo possível a utilização de controladores proporcionais e integrais (PI).

A equação 3.7 define o conceito de vetor espacial [14].

v(t) = va(t) + vb(t)ejγ + vc(t)e

−jγ (3.7)

onde:

• va(t), vb(t) e vc(t) são as tensões nas fases ABC;

• j é o operador complexo, onde e−jπ = −1;

• γ é um angulo que reflete a diferença de fases, γ = 2π3

Lembrando que ejα = cos(α) + j sin(α) e que va(t) + vb(t) + vc(t) = 0, pode-sereorganizar a equação 3.7 e obter a equação 3.8.

v(t) =3

2va(t) + j

√3

2(vb(t)− vc(t)) = vα(t) + jvβ(t) (3.8)

onde:

• vα =3

2va;

• vβ =

√3

2(vb − vc)

A componente homopolar pode ser escrita como v0 =1

3[va + vb + vc]. Pode-se

agora montar a matriz de transformação de Clark.

v0vαvβ

=

1/3 1/3 1/3

1 −1/2 −1/2

0√

3/2 −√

3/2

vavbvc

Para transformar do eixo estacionário em eixo girante dq, é necessário escolher

um eixo de referência. Como é feito nas máquinas síncronas, o eixo de referênciaescolhido é o eixo que gira com a mesma velocidade angular e possui a mesmadefasagem que o sistema elétrico de potência. Como será visto, este ângulo podeser obtido através da utilização de um "phase locked loop" (PLL). A figura 3.13mostra o diagrama de vetores e suas defasagens.

21

Figura 3.13: Diagrama do vetor espacial e suas projeções.

É possível verificar na figura 3.13 que v = vα+jvβ, como já tinha sido comentado.Pode-se referenciar v ao eixo do sistema através da equação 3.9.

v = (vd + jvq)ejθ (3.9)

Substituindo-se a equação 3.8 em 3.9, chega-se a matriz de transformação dePark no eixo do sistema. [

vα

vβ

]=

[cos(θ) − sin(θ)

sin(θ) cos(θ)

][vd

vq

]De posse da matriz de transformação de Clarke e de Park, é possível entrar em

detalhes do controle utilizado no inversor. Como foi dito, para se extrair o ângulo θ énecessário o uso de um PLL. Existem diversos tipos de PLL, sendo que a escolha deveser baseada em qual é mais adequado para a situação estudada. O PLL escolhido éo dq-PLL [15]. A figura 3.14 mostra sua estrutura.

Figura 3.14: PLL dq utilizado para realizar a transformada de Park.

Com isso, é possível transformar os componentes do referencial ABC para oreferencial dq. As figuras 3.15 e 3.16 mostram a tensão representada nessas duasreferências distintas.

22

Figura 3.15: Tensão trifásica com a transformada de Clarke.

Figura 3.16: Tensão no referencial de Park.

Com isto, pode-se elaborar o controle utilizado no inversor. Quando o inversorestá no modo GC, é dada uma referência de potência ativa e reativa a serem seguidas.Este controle possui um loop interno de corrente e um loop externo de potência. Afigura 3.17 mostra o diagrama de blocos utilizado.

Figura 3.17: Controle de potencia ativa e reativa.

No modo GC é necessário controlar a tensão no elo CC e ao mesmo tempo passaro máximo de potência ativa ao sistema. Deste modo, o controle visto na figura 3.17

23

pode ser modificado para atender estas necessidades. A figura 3.18 mostra estecontrole.

Figura 3.18: Inversor controlando a tensão no elo CC no modo GC.

As saídas do controle são Edpwm e Eqpwm. Estas tensões de referência são trans-formadas em componentes ABC através de uma transformação inversa de Park. Ascomponentes trifáficas são então comparadas com uma onda triangular de referência,que fornecerá a lógica de chaveamento para o inversor.

3.4 Controle no Modo SA

O inversor deve operar de maneira diferente no modo ilhado. Quando o ilha-mento ocorre, seja por um defeito na rede, seja intencional, perde-se a referência defrequência e tensão da rede. Com isto o inversor mantêm estas duas variáveis emníveis aceitáveis para que as cargas sejam atendidas [13].

3.4.1 Controle Boost

No modo SA não se deve mais fornecer a máxima potência para o sistema. Istoporque a potência entregue será a demandada pela carga residencial. O conversorboost agora controla a tensão no elo CC, uma vez que o inversor mantêm a tensãoe frequência do sistema. A figura 3.19 mostra o controle utilizado para fornecer alógica de chaveamento ao conversor cc-cc.

Figura 3.19: Controle boost no modo ilhado.

24

O ciclo de trabalho D é comparado com uma onde triangular, gerando-se assima lógica de chaveamento para o boost

3.4.2 Controle Inversor

No modo ilhado, o inversor tem como função garantir a tensão na carga e afrequência do sistema. Esses duas funções são fundamentais para que o sistemaopere no modo SA. A tensão nominal da carga, no referencial dq, pode ser escritacomo |vs| =

√v2d + v2q . No controle utilizado, foi estipulado que vs = vd, de forma

que vq = 0. O inversor forma a rede, uma vez que impõe tensão e frequência aosistema. A figura 3.20 mostra o diagrama de blocos do novo controle, agora chamadode controle vf (controle de tensão e frequência).

Figura 3.20: Controle de tensão no modo ilhado.

A frequência do sistema pode ser imposta através do DQ-PLL. Como não se temmais a referência da rede, pode-se impor uma frequência de 60 Hz. Entretanto,quando isto é feito, ocorre uma defasagem natural entre o sistema ilhado e a rede.Quando for preciso reconectar o sistema à rede, será necessário um sincronismo entreos dois sistemas.

25

Capítulo 4

Sistemas Eólicos

Os sistemas eólicos, juntamente com energia solar, são ditos como as principaisfontes de energia renovável. A energia cinética dos ventos é transformada em energiamecânica pelas pás da turbina, e então convertida em energia elétrica pelo gerador.Esta geração de energia elétrica pode ser feita através de diferentes tipos de geradores[16], [17]. A figura 4.1resume os principais tipos utilizados.

Figura 4.1: Principais configurações de máquinas elétricas utilizadas em sistemaseólicos.

4.1 Tipos de Sistemas Eólicos

Existem várias topologias para conectar os sistemas eólicos à rede. Dependendodo tipo de máquina utilizada e de como é conectada á rede, estas topologias podemser divididas em 4 grupos [16]:

• Tipo 1;

• Tipo 2;

• Tipo 3;

• Tipo 4.

26

4.1.1 Tipo 1

Os sistemas classificados como tipo 1 são sistemas compostos por máquinas deindução gaiola de esquilo (SCIG em inglês), sem a presença de conversores de ele-trônica de potência entre a máquina e a rede. Este tipo de sistema foi o primeiro aser desenvolvido. Junto com o tipo 2, ainda é utilizado em algumas aplicações, maspelo fato de não haver controle de velocidade, possui uma baixa conversão de ener-gia quando a velocidade do vento não é a nominal (que gera a potência nominal).A ausência de controle de velocidade faz com que a potência entregue à rede variecom a velocidade do vento, o que causa perturbações na rede. A figura 4.2 mostraa configuração desse tipo de sistema.

Figura 4.2: Sistema eólico utilizando gerador gaiola de esquilo.

Neste tipo de sistema, é normal a utilização de um banco de capacitor paracompensar a potência reativa consumida pelo gerador de indução.

4.1.2 Tipo 2

Os sistemas classificados como tipo 2 são geradores de indução de rotor bobinado(WRIG em inglês) onde resistências variáveis são conectadas ao rotor do gerador.A mudança na resistência do rotor afeta a curva de torque e velocidade do gerador,e com isso é possível ter um pouco de controle sobre a velocidade da turbina. Coma possibilidade de uma operação com velocidade variada, esse sistema apresenta umrendimento maior que o tipo 1, porém também apresenta perdas na resistência dorotor. Esta resistência variável normalmente é ajustada através de um conversor deeletrônica de potência. A figura 4.3 mostra esse tipo de sistema.

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Figura 4.3: Sistema eólico com controle parcial de velocidade.

4.1.3 Tipo 3

Um dos sistemas mais utilizados hoje em aplicações de alta potência é o"doubly-fed induction generator" (DFIG). Nesta configuração, utiliza-se umamáquina de indução de rotor bobinado, porém ao invés de conectar uma resistênciaao rotor como feito no tipo 2, conecta-se um conversor na topologia back-to-back.O conversor ligado do lado da máquina regula a velocidade, fazendo com que estesistema tenha uma maior captação da energia dos ventos quando comparado comos tipos 1 e 2. O conversor do lado da rede tem como função o controle de reativoe manter o elo CC em um valor constante. Os conversores processam apenas umafração da potência da máquina, uma vez que estão ligados diretamente ao rotor.Isto leva a uma maior eficiência, já que tem-se menores perdas resultantes dochaveamento. O uso de conversores ainda permite o fluxo bidirecional de potência,permitindo o gerador operar no modo sub síncrono ou super síncrono. No modosuper síncrono o gerador opera com velocidade acima da síncrona, fornecendopotência para a rede pelo rotor e estator. No modo sub síncrono o gerador operacom velocidade abaixo da síncrona, fornecendo potência para a rede pelo estator erecebendo potência da rede pelo rotor.

A figura 4.4 mostra a configuração deste sistema.

28

Figura 4.4: Sistema com conversor de capacidade reduzida.

4.1.4 Tipo 4

Esse tipo de configuração é chamado de "full converter", uma vez que os conver-sores estão ligados diretamente ao estator da máquina. Isto faz com que os conver-sores tenham que suportar a mesma potência da máquina, encarecendo o projeto.Os tipos de geradores utilizados nesta topologia são geradores de indução de gaiolade esquilo, geradores síncronos e geradores síncronos de imã permanentes. Uma dasvantagens é que a máquina é desacoplada do sistema pela interface dos conversores,permitindo que opere em um intervalo maior de velocidade que o tipo 3. O conversordo lado da máquina atua como um regulador de velocidade e o conversor do lado darede mantém a tensão no elo e pode realizar compensação de reativo. A figura 4.5mostra esta topologia.

Figura 4.5: Topologia full-converter.

Outra vantagem desta configuração é que pode-se construir um gerador síncronode imã permanente com um grande número de pólos. Esta construção é especial-mente atrativa em sistemas "off-shore", uma vez que se elimina a necessidade dacaixa de engrenagem, reduzindo o custo e a necessidade de manutenção.

29

4.2 Componentes do Sistema Eólico

Foi visto que os sistemas eólicos podem ter diversas configurações, quanto aconexão com a rede e a presença de equipamentos de eletrônica de potência. Todavia,pode-se apresentar alguns componentes que estarão presentes em quase todos asconfigurações de alta potência. Os principais componentes de um sistema eólico são[16], [17]:

• Pás da turbina;

• Caixa de engrenagem (Gear Box);

• Mecanismo de "Pitch" e "Yaw Drive";

• Freio mecânico no rotor;

• Sensor de Vento.

4.2.1 Pás da Turbina

As pás de uma turbina eólica são responsáveis por converter a energia cinéticado vento em energia mecânica. Podem variar muito em tamanho dependendo donível de potência da turbina. Pode-se encontrar turbinas eólicas com uma potênciainstalada de 7, 5 MW , possuindo pás com 126 m de diâmetro. A energia do ventocapturada pela turbina é transformada em energia mecânica e pode ser calculadapela equação 4.1

PM =1

2ρAV 3

wCp (4.1)

onde:

• ρ é a densidade do ar (kg/m3);

• A é a área varrida pelas pás (m2);

• Vw é a velocidade do vento; (m/s)

• Cp é o coeficiente de potência.

O valor do coeficiente de potência (Cp) depende do tipo de turbina, isto é, setem duas ou três pás, e é função do "tip speed ratio" (λ) e do angulo de inclinaçãodas pás da turbina (β), Cp = Cp(λ, β).

O "tip speed ratio" pode ser definido através da equação 4.2, onde R é o raiodas pás da turbina.

30

λ =Rωmvw

(4.2)

Vale a pena ressaltar que este coeficiente de potência tem um valor máximoteórico de 0,59, dado pelo limite de Betz [16]. Através da equação 4.1, pode-sever que aumentando-se a área varrida pelas pás da turbina (pás maiores), pode-seaumentar a potência convertida. Outro método seria melhorar a eficiência de Cp,através de uma melhoria na aerodinâmica.

Como P = ωmTm, pode-se reescrever a equação 4.1, obtendo-se a equação 4.3.

Tm =Pmωm

=

1

2CpρAV

3w

ωm(4.3)

A velocidade angular mecânica ωm pode ser obtida através da segunda lei deNewton. A equação 4.4 mostra esta relação.

Jdωmdt

= Te − Tm −Bωm (4.4)

4.2.2 Caixa de Engrenagem

A caixa de engrenagem está presente em quase todos os sistemas eólicos. Apenasnaqueles sistemas em que se utilizam geradores síncronos com uma grande quanti-dade de pólos é que a caixa de engrenagem pode ser dispensada. O rotor de grandesturbinas eólicas normalmente operam em uma faixa de 6 a 20 rpm. Isto é muitodevagar para um gerador padrão de 4 ou 6 pólos, onde a velocidade nominal dorotor é 1800 e 1200 rpm, respectivamente (para 60 Hz). A caixa de engrenagemopera então para igualar essas velocidades, ao mesmo tempo que reduz o torquemecânico no eixo do rotor. Considerando-se uma conversão ideal, isto é, sem perdaspor atrito, pode-se definir a razão entre engrenagens (Rgb) pela equação 4.5.

Rgb =Nturbina

Ngerador

=τturbinaτgerador

=ωgeradorωturbina

(4.5)

onde:

• Nturbina e Ngerador são os números de engrenagens;

• τgerador e τturbina são os torques mecânicos do gerador e turbina, respectiva-mente;

• ωgerador e ωturbina são as velocidades mecânicas do gerador e da turbina, res-pectivamente.

31

Fazendo-se Rgb > 1,tem-se que Nturbina > Ngerador ,τgerador < τturbina e ωgerador >ωturbina, que é o desejado.

4.2.3 Mecanismo de Pitch e Yaw Drive

O mecanismo de Pitch é de extrema importância para grandes turbinas eólicas,pois permite que as pás da turbina girem sobre seu eixo longitudinal, aumentandoa eficiência da conversão de energia. Quando a velocidade do vento está abaixoda nominal (que gera a potência nominal), o ângulo das pás é mantido em umvalor ótimo, de modo a otimizar o coeficiente de potência. Quando a velocidade dovento ultrapassa o valor nominal, o mecanismo de pitch atua no sentido de limitara potência de saída do gerador. Quando a velocidade do vento assume um valoracima da capacidade da turbina, o controle de pitch faz com que as pás não giremmais, fazendo com que nenhuma potência seja convertida, prevenindo assim queocorra danos ao sistema.

O "Yaw drive" é um motor que permite que a turbine fique sempre na direçãodo vento, maximizando a conversão de energia.

4.2.4 Freio Mecânico

O freio mecânico é normalmente utilizado para auxiliar na aerodinâmica da tur-bina, parando por completo sua rotação na ocorrência de ventos superiores ao seulimite mecânico. Também atua deixando a turbina imóvel quando é necessário al-guma manutenção. Freios eletromecânicos e hidráulicos são normalmente utilizadosnesse tipo de operação.

4.2.5 Sensor de Vento

Os sensores de vento (anemômetros) são essenciais em sistemas eólicos de grandeporte. O controle de pitche e o yaw control necessitam da medição de velocidadee direção do vento. O controle de pitch necessita da velocidade do vento paradeterminar o ângulo das pás da turbina que maximizem a eficiência. O yaw controlnecessita da direção do vento para posicionar a turbina de modo a obter a maiorconversão de energia possível. Como será visto posteriormente, quando o vento variade intensidade, precisa-se saber a sua velocidade para se determinar a velocidade derotação ótima do gerador de forma a maximizar a potência extraída.

32

4.3 Curva Característica de Potência

A curva característica de uma turbina eólica indica seus estágios operativos. Afigura 4.6 mostra a curva de potência de uma turbina genérica.

Figura 4.6: Curva de potência característica de uma turbina eólica.

Na região 1, a velocidade do vento ainda não é suficiente para fazer com quea potência gerada seja superior as perdas mecânicas. Nesta região a turbina nãoopera. Quando a velocidade do vento é superior a Vcut−in, a turbina começa a entrarem operação, passando então a operar na região 2. Pode-se ver que a turbina nãoopera com sua potência nominal na região 2, uma vez que Vcut−in ≤ Vw ≤ Vnominal.Em turbinas que operam com velocidades variáveis (que utilizam conversores), épossível extrair a máxima potência para diferentes valores de velocidade de vento.

Inspecionando-se a equação 4.1 pode-se ver que a única variável que pode sercontrolada é o coeficiente de potência (Cp), uma vez que ρ é uma propriedade damatéria, A é um valor físico, não podendo ser alterado uma vez que o projetoesteja concluído e Vw é a velocidade do vento. Como Cp é função do TSR e dainclinação das pás, essas duas variáveis podem ser ajustadas de forma a obter Cpmax.O controle de pitch, ajustando o ângulo das pás da turbina, normalmente atuaquando Vw ≥ Vnominal, de forma que na região 2, Cp será maximizado pelo controlede velocidade da turbina. Para uma velocidade específica de vento, existe apenasuma velocidade da turbina que maximiza Cp e que fornece λopt. A equação 4.6mostra esta relação.

λopt =RωoptVw

(4.6)

Pode-se ver então da equação 4.6 que existe uma velocidade de rotação ótimaque maximiza Cp e, consequentemente, maximiza a potência extraída do vento.

33

Quando Vnominal ≤ Vw ≤ Vcut−out, a turbina gera sua potência nominal. Vcut−outé a maior velocidade de vento que a turbina pode operar antes de ser desligada.Quando a velocidade do vento supera a nominal, o controle aerodinâmico das pás(controle de pitch) deve atuar no sentido de manter a potência no seu valor nominal,uma vez que operações com potências superiores podem danificar o gerador, as pás,a torre e toda a estrutura das turbinas eólicas.

4.4 Algoritmo MPPT

Como já foi dito, controlando-se a velocidade da turbina na região 2 dafigura 4.6, pode-se maximizar a energia extraída do vento. A figura 4.7 mostraa relação entre potência e velocidade da turbina para diferentes velocidades do vento.

Figura 4.7: Curva de potência mecânica para diferentes velocidades da turbina.

Existe uma variedade de algoritmos que permitem a extração de máxima potên-cia. Entre os principais, pode-se citar [16], [18]:

• "Optimal Tip Speed Ratio";

• "Optimal Torque Control";

• "Power Look-up Table".

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4.4.1 Optimal Tip Speed Ratio

Neste método de MPPT, é necessário que o "tip speed ratio" (λ) seja mantidono seu valor ótimo (λopt). Este algoritmo requer a medição da velocidade do ventoe da velocidade do rotor. Para se obter a velocidade que maximiza a extração deenergia, pode-se alterar a equação 4.6, obtendo-se a equação 4.7.

ωopt =λoptVwR

(4.7)

A figura 4.8 mostra a configuração deste tipo de controle.

Figura 4.8: Controle de velocidade utilizando λopt.

Pode-se ver da figura 4.8 que a velocidade de referência é comparada com avelocidade de rotação do rotor e seu erro é enviado para o controle. Através disto, avelocidade do gerador é controlada pelo conversor do lado da máquina, permitindoque a máxima potência seja extraída do vento. Uma das desvantagens deste métodoé a necessidade de um anemômetro de alta precisão, o que encarece o projeto dosistema.

4.4.2 Optimal Torque Control

Neste algoritmo o torque é controlado a fim de se obter a máxima potência.Através da equação 4.3, pode-se ver que controlando o torque, pode-se controlara velocidade de rotação e, consequentemente, a potência extraída. Lembrando-seque A = πR2 e λ = Rωm

Vw, pode-se substituir esses valores na equação 4.3 e obter a

equação 4.8.

Tm =1

2ρπR5ω

2m

λ3Cp (4.8)

Se o rotor está operando com λ = λopt, também estará operando com Cp = Cpmax.A equação 4.8 pode ser reescrita como a equação 4.9.

35

Tm = Koptω2m (4.9)

onde:

• Kopt =1

2ρπR5Cpmax

λ3opt

A figura 4.9 mostra a configuração para esse tipo de controle.

Figura 4.9: Controle de velocidade através do toque de referência.

Este tipo de método não necessita da medida do vento, apenas da velocidade derotação do rotor.

4.4.3 Power Look-up Table

Este tipo de MPPT compara diretamente a potência ótima, para uma dadavelocidade de vento ou velocidade de rotor, com a potência gerada e passa este sinalpara o controle, com a finalidade de ajustar a velocidade. A curva de potênciaótima pode ser obtida através de testes experimentais ou fornecida pelo fabricante.Pode-se ver na figura 4.10 a configuração desse tipo de controle.

Figura 4.10: Controle de velocidade utilizando referência de potência.

36

4.5 Sistema Estudado

O sistema em estudo refere-se a uma micro-geração eólica residencial. Emsistemas de baixa potência, onde as turbinas são menores, a medição do vento nãoé tão precisa, o que pode prejudicar o rastreamento da máxima potência. Umatopologia adotada para superar este problema é a utilização de um retificadornão controlado juntamente com um conversor boost, apresentando um controlemais simples e um custo reduzido de instalação [16], [19], [20]. Isto possibilitatransferir a máxima potência para o sistema através do controle do conversor bo-ost, eliminando a necessidade de anemômetros, o que torna o sistema mais confiável.

Essa configuração não permite a utilização de máquinas de indução, umavez que o retificador impede que a corrente de magnetização necessária para amáquina partir seja obtida. É comum que se utilizem máquinas síncronas de imãpermanente, uma vez que o campo é mantido constante pelos ímãs.

A figura 4.11 mostra o sistema em questão.

Figura 4.11: Sistema eólico utilizando configuração boost.

Para se verificar a operação do sistema, também foi feito o estudo utilizandouma configuração "back-to-back", como pode ser visto na figura 4.12.

Figura 4.12: Sistema eólico utilizando configuração "full converter".

A principal diferença entre os sistemas da figura 4.11 e 4.12 está na interfacemáquina-rede e, consequentemente, no tipo de controle utilizado para se chegar amáxima potência.

37

No estudo do sistema utilizou-se uma máquina síncrona de imãs permanentes depólos lisos. As equações 4.10, 4.11 e 4.12, que são deduzidas em [14], podem seraplicadas a qualquer máquina de pólos lisos.

RSiS + LSdiS

dt+ L0

d

dt(iRe

jε) = uS (4.10)

RRiR + LRdiR

dt+ L0

d

dt(iSe

−jε) = uR (4.11)

τ =2

3L0Im[iS(iRe

jε)∗] (4.12)

onde:

• iS é o vetor corrente do estator;

• iR é o vetor corrente do rotor;

• iRejε é o vetor corrente do rotor no referencial do estator;

• iSe−jε é o vetor corrente do estator no referencial do rotor;

• LS, LR, e L0 são as indutâncias próprias do estator, do rotor e a indutânciamútua, respectivamente;

• uS e uR são os vetores tensão do estator e rotor, respectivamente;

• τ é o torque produzido na máquina.

As equações 4.10, 4.11 e 4.12 podem ser utilizadas para descrever o compor-tamento da máquina síncrona de imãs permanentes. Pode-se considerar que ascorrentes do rotor são impostas pelo imã, de forma que pode-se chegar a equação4.13.

iR(t) = IF −IF2ejγ − IF

2ej2γ =

3

2IF (4.13)

onde:

• IF é a corrente induzida no rotor pelo fluxo magnético do ímã permanente.

Substituindo-se a equação 4.13 na equação 4.12, chega-se à equação 4.14.

τ = L0IF Im[ise−jε] = ΦF iSq (4.14)

onde:

• iSe−jε = iSd + jiSq é o vetor corrente do estator no referencial do rotor;

38

• ΦF = L0IF e representa o fluxo produzido pelo imã.

Através da equação 4.14 pode-se ver que o torque é produzido apenas pela com-ponente em quadratura da corrente do estator.

4.5.1 Configuração Boost

Nesta configuração, a tensão da máquina é retificada por uma ponte trifásicanão controlada. O conversor boost é o responsável por extrair a máxima potênciado sistema. Como o inversor controla a tensão no elo, alterando-se o valor dacorrente no lado CC, pode-se variar a potência e por consequência o torque elétricona máquina. Com isso é possível controlar a velocidade de rotação do rotor uma vezque, de acordo com a equação 4.4, o torque mecânico irá contrabalancear o elétrico,chegando-se assim a um novo ponto de equilíbrio. A figura 4.13 mostra a relaçãoentre corrente e potência.

Figura 4.13: Curva de Potência por corrente para uma velocidade de vento.

O controle de máxima potência fornece uma referência de corrente para o boostpara que, através da equação do torque, se obtenha uma velocidade que maximizea conversão de energia. A figura 4.14 mostra o controle de MPPT utilizado.

Figura 4.14: Controle utilizado para gerar a potência de referência.

Este ciclo de trabalho é comparado com uma onda triangular e a lógica de con-trole é enviada para o conversor boost. O inversor mantém a tensão no elo CCconstante e o controle utilizado é semelhante ao do Capítulo 3.

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4.5.2 Configuração Full Converter

Nesta configuração, utilizam-se dois conversores PWM. O conversor do lado damáquina é usualmente responsável por realizar o rastreamento da máxima potênciaenquanto que o conversor do lado da rede é responsável por manter a tensão noelo constante e fornecer suporte de reativo. Este tipo de topologia necessita de umanemômetro ou de medições de velocidade do rotor para realizar o MPPT, o queencarece o projeto. A figura 4.15 mostra esse sistema mais detalhadamente.

Figura 4.15: Conversor "back-to-back" utilizado na configuração "full converter".

Como foi dito, o controle do conversor na lado da máquina tem como objetivorastrear a máxima potência do sistema. Uma referência de máxima potência a serseguida se traduz em uma referência de torque e consequentemente, em uma veloci-dade de rotação. Logo, maximizando o torque, se maximiza a potência. Olhando-separa a equação 4.14, percebe-se que o torque é máximo quando iSq é máximo. ComoiS =

√i2Sd + i2Sq, pode-se maximizar o torque fazendo iSd = 0 e iS = iSq. O controle

para o conversor do lado da máquina pode ser visto nas figuras 4.16 e 4.17.

Figura 4.16: Controle de corrente de eixo direto.

Figura 4.17: Controle de Máxima potência.

Udpwm e Uqpwm passam por uma transformada de park inversa e geram-se 3sinais senoidais que são comparados com uma onda portadora, gerando a lógica

40

de chaveamento para o conversor do lado da máquina. O controle utilizado noinversor é igual ao explicado no capitulo 3.

41

Capítulo 5

Simulações e Resultados

Para validar a modelagem realizada e o controle implementado nos sistemas solare eólico, realizaram-se diversas simulações através do software PSCAD/EMTDC,analisando cada caso.

5.1 Sistema Fotovoltaico

A modelagem do arranjo das placas fotovoltaicas foi realizada no software PS-CAD/EMTDC. Na figura 5.1 pode-se ver o modelo utilizado durante a simulação.As figuras 5.2 e 5.3 mostram os dados que devem ser fornecidos para o funcionamentocorreto do bloco.

Figura 5.1: Bloco representando o painel fotovoltaico.

42

Figura 5.2: Parâmetros do arranjo. Figura 5.3: Parâmetros da célula solar.

Foram conetados 8 módulos em série e 6 em paralelo, obtendo-se os seguintesvalores:

• Vmpp = 241, 6 V ;

• Impp = 48, 84 A;

• Pmpp = 11, 52 kW .

A figura 5.4 mostra o arranjo fotovoltaico conectado ao conversor boost.

Figura 5.4: Configuração do arranjo conectado ao boost.

Os pontos Asolar e Bsolar na figura 5.4 são nós elétricos utilizados para conectaro arranjo ao inversor.

A figura 5.5 mostra o sistema completo, sendo composto pelo inversor, cargaresidencial, modelada como impedância constante, e a rede de distribuição de baixatensão (220 V ).

43

Figura5.5:

Sistem

afotovo

ltaico

completo,

conectad

oàrede.

44

5.1.1 Sistema Conectado à Rede

Quando o sistema está conectado à rede, o boost atua de modo a fornecer amáxima potência para o sistema, enquanto que o inversor atua regulando a tensãono capacitor entre o conversor boost e o inversor. Nas figuras 5.6, 5.7 e 5.8 pode-sever o controle implementado no conversor boost e no inversor.

Figura 5.6: Controle MPPT implementado no software PSCAD.

Figura 5.7: Inversor controlando a tensão do elo através da corrente de eixo direto.

Figura 5.8: Inversor controlando a potência reativa através da corrente de eixo emquadratura.

Para se verificar o funcionamento do controle do inversor e do conversor boost,foram realizadas simulações com diferente valores de carga levando em consideraçãoa potência nominal do arranjo fotovoltaico. Como a carga foi modelada como im-pedância constante e puramente resistiva, pode-se encontrar o valor da impedâncianominal através da equação 5.1.

45

Zcarga =3V 2

rms

Pmpp=

3(127)2

11520= 4, 2 Ω (5.1)

Realizaram-se estudos com três valores diferentes para Zcarga:

• Zcarga > 4, 2 Ω;

• Zcarga < 4, 2 Ω;

• Zcarga = 4, 2 Ω.

Quando Zcarga > 4, 2 Ω, a potência gerada pelo arranjo é maior do que a consu-mida pela carga residencial, logo, transfere-se potência para a rede de distribuição.No caso de Zcarga = 4, 2 Ω, a carga consome toda a potência produzida pelo arranjo,de forma que nenhuma potência é transferida para a rede. Quando Zcarga < 4, 2 Ω,tem-se que a potência consumida pela carga é maior do que a produzida peloarranjo, de forma que a rede de distribuição fornece a potência restante.

As figuras 5.9, 5.10, 5.11, 5.12, 5.13, 5.14 e 5.15 mostram a dinâmica do sistemasolar para Zcarga = 10 Ω.

Figura 5.9: Frequência do sistema obtida através do PLL.

46

Figura 5.10: Tensão na carga e tensão da rede de distribuição.

Figura 5.11: Defasagem entre as duas tensões.

Figura 5.12: Correntes provenientes da rede de distribuição.

47

Figura 5.13: Comparação entre as correntes de fase A do sistema.

Figura 5.14: Tensão no elo, mantida pelo controle do inversor.

Figura 5.15: Potência mantida no seu máximo pelo algoritmo MPPT.

48

A figura 5.13 mostra que a corrente do inversor está indo no sentido da rede,isto porque a potência consumida pela carga é menor do que a gerada pelo arranjo,de forma que o excedente é transferido para a rede. O THD na corrente da rede éde aproximadamente 1, 67%, estando dentro do permitido pela norma, detalhadano capítulo 2.

As figuras 5.16 e 5.17 mostram a dinâmica do sistema para uma carga que con-some a potência nominal, Zcarga = 4, 2 Ω.

Figura 5.16: Corrente da rede de distribuição.

Figura 5.17: Comparação entre correntes.

Como era esperado, a potência consumida pela carga é fornecida pelo arranjofotovoltaico, ou seja, toda potência gerada é consumida, de forma que a correntefluindo para a rede é praticamente zero, como pode ser visto nas figuras 5.16e 5.17. Todos os outros parâmetros mostrados no exemplo com Zcarga = 10 Ω

49

permaneceram iguais.

As figuras 5.18, 5.19 e 5.20 mostram a dinâmica do sistema para uma cargaconsumindo uma potência maior que a nominal. Utilizou-se nessa simulação Zcarga =

2, 5 Ω.

Figura 5.18: Comparação entre potência gerada e consumida.

Figura 5.19: Correntes da rede de distribuição.

Figura 5.20: Comparação entre correntes do sistema da fase A.

50

Pode-se ver na figura 5.20 que a potência flui da rede para a carga, uma vez quea potência gerada pelo arranjo não é suficiente para alimentar a carga. O THD nessecaso é de aproximadamente 1, 61%, estando de acordo com os valores estabelecidos.

5.1.2 Sistema Ilhado

Quando o sistema opera no modo ilhado, é necessário reformular o controle doconversor boost e do inversor. Na operação ilhada a preocupação é em manter atensão e a frequência em níveis aceitáveis. Neste modo o conversor boost para defornecer a máxima potência para o sistema (MPPT) e passa a manter a tensão noelo capacitivo contante, enquanto que o inversor mantém a tensão e a frequênciana carga em valores nominais. As figuras 5.21, 5.22 e 5.23 mostram o controle dosconversores no modo ilhado.

Figura 5.21: Controle do boost no modo ilhado.

Figura 5.22: Controle de tensão na carga através da corrente de eixo direto.

Figura 5.23: Controle de tensão na carga através da corrente de eixo em quadratura.

No modo ilhado, o arranjo só pode fornecer potência até seu valor nominal, umavez que não conta com o auxílio da rede de distribuição para suprir a potência

51

restante. O estudo do ilhamento foi feito para Zcarga > 4, 2 Ω e Zcarga = 4, 2 Ω.Foi implementado um método de detecção passivo de ilhamento com a finalidade deemular os métodos descritos no capítulo 2. Para detectar o ilhamento estipulou-selimites inferior e superior para a tensão e frequência, onde:

• Vmax = 264 Vrms;

• Vmin = 176 Vrms;

• fmax = 61 Hz;

• fmin = 59 Hz.

Aplicou-se um defeito no sistema em 1, 4 segundos, para simular um ilhamentonão intencional da rede de alimentação. Em 1, 5 segundos a lógica de detecção deilhamento entra em operação, isolando o sistema arranjo fotovoltaico-carga.

As figuras 5.24, 5.25, 5.26, 5.27, 5.28, 5.29 e 5.30 mostram a operação do sistemapara Zcarga = 7 Ω.

Figura 5.24: Frequência do sistema antes e depois do ilhamento.

Figura 5.25: Tensão no elo antes e depois do ilhamento.

52

Figura 5.26: Variação da tensão no elo no modo ilhado.

Figura 5.27: Tensão na carga e na rede de distribuição durante o ilhamento.

Figura 5.28: Corrente que vai para a rede quando ocorre o ilhamento.

53

Figura 5.29: Comparação entre correntes do sistema antes de haver o ilhamento.

Figura 5.30: Comparação entre correntes do sistema após o ilhamento.

Pode-se ver na figura 5.25 e 5.26 que o conversor boost é capaz de controlaro elo durante o modo ilhado. A figura 5.27 mostra como o controle do inversor ébem sucedido em manter a tensão constante na carga, mesmo quando a tensão narede de distribuição é reduzida. Através da figura 5.24 pode-se ver como o inversorcontrola a frequência do sistema, mesmo desconectado da rede.

Para se verificar a dinâmica do sistema quando a carga consome uma potênciaigual à gerada pelo arranjo, realizou-se uma simulação com Zcarga = 4, 2 Ω. Asfiguras 5.31, 5.32, 5.33 e 5.34 mostram a resposta do sistema.

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Figura 5.31: Potência gerada e consumida no sistema.

Figura 5.32: Frequência no sistema antes e após o ilhamento.

Figura 5.33: Tensão no sistema ilhado.

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Figura 5.34: Tensão mantida em 1 pu com o controle do boost.

Pode-se ver na figura 5.34 que mesmo com a carga nominal, o conversor boost écapaz de manter o elo na tensão de referência. As figuras 5.32 e 5.33 mostram queo inversor é capaz de manter a tensão e a frequência na carga.

5.2 Sistema Eólico

O software PSCAD/EMTDC permite modelar máquinas elétricas e turbinas eó-licas. As figuras 5.35 e 5.36 mostram o modelo de máquina de ímã permanenteutilizada e os parâmetros de turbina eólica.

Figura 5.35: Modelo de máquina de imã permanente utilizada durante a simulação.

Figura 5.36: Parâmetros utilizados para modelar a turbina eólica [2].

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A máquina de imã permanente possui as seguintes características:

• Potência Nominal: 25 kV A;

• Tensão de linha: 300 V ;

• Número de Pólos: 4;

• Velocidade Nominal: 188, 5 rad/s.

A figura 5.37 mostra o sistema da turbina utilizada durante a simulação paradar referência de torque para a máquina.

Figura 5.37: Sistema utilizado na simulação para representar a turbina eólica.

O sistema visto na figura 5.5 também foi utilizado para verificar o impacto dageração eólica na rede de distribuição.

5.2.1 Configuração Full Converter

Como foi explicado, neste tipo de configuração utiliza-se dois conversores dotipo fonte de tensão (VSC em inglês). A figura 5.38 mostra o conversor do lado damáquina.

Figura 5.38: Conversor do tipo VSC do lado da máquina.

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As figuras 5.39 e 5.40 mostram o controle utilizado para dar a referência para aschaves semicondutoras.

Figura 5.39: Controle de eixo direto, mantendo id = 0.

Figura 5.40: Controle de eixo em quadratura, maximizando a potência.

O controle do inversor é o mesmo utilizado que o sistema fotovoltaico conectadoà rede e pode ser visto nas figuras 5.7 e 5.8.

A inicialização do sistema é de extrema importância para que se obtenha re-sultados coerentes. Em 0,2 segundos os loops internos do controle de corrente sãoliberados. Em 0,6 segundos a dinâmica da máquina é liberada e ela passa a operarcom torque constante. Apenas em 1,2 segundos que o controle de potência entraem operação, uma vez que é necessário esperar o transitório entre torque mecânicoe elétrico. As figuras 5.41, 5.42, 5.43, 5.44, 5.45, 5.46, 5.47, 5.48 e 5.49 mostram areposta do sistema quando se dá uma potência de referência de 15 kW .

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Figura 5.41: Dinâmica entre potência de referência e potência do gerador quando ocontrole de potência é liberado.

Figura 5.42: Dinâmica entre o torque elétrico e o mecânico.

Figura 5.43: Velocidade do gerador antes e depois da referência de potência.

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Figura 5.44: Frequência do sistema, obtido através do PLL de referência síncrona.

Figura 5.45: Tensão no elo, mantida na referência através do controle do inversor.

Figura 5.46: Corrente gerada pelo inversor após os filtros.

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Figura 5.47: Comparação entre as correntes do inversor, carga e rede.

Figura 5.48: Tensão da rede de distribuição e da carga.

Figura 5.49: Comparação entre duas tensões.

Pode-se ver na figura 5.41 que o gerador consegue seguir a referência de potênciaquando o controle de potência é liberado. A figura 5.42 mostra que o torqueelétrico aumenta de forma a contrabalancear o torque mecânico, atingindo-se anova velocidade de rotação, que pode ser vista na figura 5.43. Pode-se ver na figura5.45 que o inversor controla a tensão no elo cc. A figura 5.47 mostra as correntes

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do sistema. Como a potência do gerador é maior do que a consumida pela carga, oexcedente é transferido para a rede. A figura 5.48 mostra a tensão na carga. Pode-sever que a tensão na carga aumenta um pouco no momento em que a referência depotência é dada. Isto acontece pois Pgeração > Pcarga entretanto, este aumento é deapenas 2, 8%, estando dentro do aceitável. O THD da corrente injetada na rede éde 4%, estando dentro do estabelecido pelas normas internacionais.

Com o objetivo de verificar a resposta do gerador, variou-se a potência de refe-rência de 15 kW para 10 kW e novamente para 15 kW . As figuras 5.50, 5.51, 5.52e 5.53 mostram a dinâmica do sistema.

Figura 5.50: Potência do gerador e de referência para diferentes níveis de potência.

Figura 5.51: Dinâmica dos torques elétrico e mecânico para diferentes níveis depotência.

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Figura 5.52: Gerador acelerando e freando para se adequar a nova potência.

Figura 5.53: Tensão no elo mantida constante pelo inversor.

Pode-se ver na figura 5.51 que o torque mecânico atua contrabalanceando otorque elétrico, de forma que a velocidade na figura 5.52 atinja um novo ponto deequilíbrio para cada referência de potência. Ainda sobre a figura 5.52, pode-se verque quando a potência cai de 15 kW para 10 kW , o gerador acelera. Isso condizcom o esperado. O contrário ocorre quando o gerador passa de 10 kW para 15 kW ,fazendo o gerador frear e voltar a sua velocidade original. A tensão no elo é mantidaconstante pelo controle do inversor.

5.2.2 Configuração Boost

Na configuração boost, a interface máquina-inversor é feita através de um reti-ficador trifásico não controlado e um conversor boost. A figura 5.54 mostra estatopologia.

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Figura 5.54: Topologia com retificador não controlado e conversor boost.

A figura 5.55 mostra o controle utilizado para dar a referência para o boost.

Figura 5.55: Controle de potência do conversor boost.

Para verificar a dinâmica do sistema, foi realizada a mesma variação de potênciaque na configuração "full converter". O controle do inversor é inicializado em 0,25segundos para o controle do elo capacitivo. Em 0,9 segundos a dinâmica do geradoré liberada, passando a operar no modo torque constante. O controle de potênciaé liberado em 3 segundos. As figuras 5.56, 5.57, 5.58, 5.59 e 5.60 mostram osresultados.

Figura 5.56: Variação na potência de referência de 15 kW para 10 kW .

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Figura 5.57: Dinâmica do torque elétrico e mecânico para diferentes referencias depotências.

Figura 5.58: Velocidade de rotação para diferentes valores de potência.

Figura 5.59: Corrente iDC do boost seguindo a referência.

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Figura 5.60: Tensão no elo mantida constante pelo controle do inversor.

A figura 5.56 mostra que o gerador acompanha a referência de potência. Umamudança de potência traduz-se em uma mudança de torque elétrico, como pode serobservado na figura 5.57. O torque mecânico age no sentido de se opor ao torqueelétrico, obtendo-se uma nova velocidade no gerador, figura 5.58. Pode-se ver apartir da figura 5.59 que é possível controlar a velocidade através de uma ordem decorrente.

O THD das correntes geradas pelo inversor e injetadas na rede de distribuiçãonão apresentaram níveis compatíveis com os valores estipulado pelas normas, apre-sentando um THD maior que 20%. Esta diferença em relação a configuração "fullconverter" se deve ao fato de que a dinâmica gerador-retificador-boost apresentauma maior quantidade de harmônicos, sendo necessário o dimensionamento corretodo filtro na saída do inversor. Para simular o que se espera obter com o dimensi-onamento correto do filtro, substituiu-se a dinâmica máquina-retificador por umafonte de tensão CC em série com uma impedância equivalente, como pode ser vistona figura 5.61. Todos os outros parâmetros e controles foram mantidos os mesmos.

Figura 5.61: Fonte de tensão equivalente representando a dinâmica gerador-retificador.

Como feito anteriormente, variou-se a potência de 15 kW para 10 kW e no-

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vamente para 15 kW . As figuras 5.62, 5.63, 5.64, 5.65, 5.66 e 5.67 mostram osresultados.

Figura 5.62: Potência de referência e potência do boost.

Figura 5.63: Corrente iDC do boost e de referência.

Figura 5.64: Tensão no elo mantida constante.

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Figura 5.65: Corrente do inversor no momento das referências de potência.

Figura 5.66: Corrente no inversor.

Figura 5.67: Comparação entre corrente na carga, inversor e corrente fluindo paraa rede de distribuição.

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Pode-se ver nas figuras 5.62 e 5.63 que o boost consegue seguir a potência dereferência, funcionamento de forma semelhante ao gerador de imã permanente. Afigura 5.67 compara a correntes do sistema. Pode-se ver que a potência fornecida émaior do que a consumida pela carga, de modo que o excesso de potência é enviadapara a rede de distribuição. A corrente injetada na rede apresentou um THD de 3, 4%

no momento de maior carregamento (15 kW ) e um THD de 3, 9% no momento demenor carregamento (10 kW ), ambas estando de acordo com normas internacionais.

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Capítulo 6

Conclusão

Este trabalho revisou as principais normas internacionais que regulamentam aconexão e operação de geração distribuída. Neste âmbito, foi estudado o impactode implementar uma geração solar e eólica na rede de distribuição.

No caso da geração solar, analisou-se o sistema para diferentes níveis de cargaresidencial, sempre verificando se os parâmetros de interesse ficavam dentro doslimites estabelecidos pelas normas. Para o caso do sistema conectado à rede, pode-seobservar que tensão, frequência e THD ficaram dentro dos limites estabelecidos. Nomodo ilhado observou-se que, através de um controle adaptativo, o inversor impôsa tensão e frequência do sistema, ambos dentro do estabelecido.

Para o sistema eólico analisaram-se duas topologias distintas. A configuração"full converter" se comportou de maneira como projetada. Verificou-se como avelocidade do gerador é alterada para se adequar a nova potência desejada. Todosos parâmetros de interesse ficaram dentro dos valores estipulados. A configuraçãoboost apresentou resposta dinâmica semelhante à configuração "full converter",respondendo de maneira correta às variações de potência. Entretanto, encontrou-sedificuldades na hora do projeto do filtro na saída do inversor, impactando demaneira negativa o nível de harmônicos na corrente da rede.

Futuramente deseja-se calcular os parâmetros do filtro na configuração boost paraque as correntes injetadas na rede apresentem THD dentro dos valores estipuladospelas normas. Há interesse em interligar os sistemas solar e eólico, verificando tantoqualidade de energia quanto compartilhamento de carga em caso de operação ilhada.

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