CONSIDERAÇÕES SOBRE A IMPLEMENTAÇÃO DE UM SISTEMA FOTOVOLTAICO DE GERAÇÃO DISTRIBUÍDA MULTIFUNCIONAL

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1 Anais do XIX Congresso Brasileiro de Automática, CBA CONSIDERAÇÕES SOBRE A IMPLEMENTAÇÃO DE UM SISTEMA FOTOVOLTAICO DE GERAÇÃO DISTRIBUÍDA MULTIFUNCIONAL DANILO I. BRANDÃO, FERNANDO P. MARAFÃO, MARCELO G. VILLALVA UNESP Universidade Estadual Paulista / Grupo de Automação e Sistemas Integráveis (GASI) Av. Três de Março, 511, Sorocaba, SP Brasil s: daniloiglesiasb@yahoo.com.br, fmarafao@sorocaba.unesp.br, mvillalva@sorocaba.unesp.br FERNANDO L. M. ANTUNES UFC Universidade Federal do Ceará / Grupo de Processamento de Energia e Controle (GPEC) Av. das Universidades, 2853, Fortaleza, CE Brasil fantunes@dee.ufc.br Abstract Distributed generation systems have been acquiring great importance mainly due to the increasing concern about environment and the continuous growing of world energy demand. In this context, this paper presents results of studies and key considerations for the implementation of a photovoltaic distributed generation considering the various subsystems needed to develop such a system. In short, the proposed system contains photovoltaic modules; switched power electronics converters (unidirectional and bidirectional); islanding and re-closure function; protection, isolation, measuring and processing devices. The operating modes of the bidirectional DC-DC converter will be discussed. This converter performs the interface between the battery bank and the DC link. It can work as a boost or as a buck converter depending on the needs of the system. The dynamic behavior of the DC-AC converter will also be analyzed. This converter performs the operating modes exchange (islanded or grid-tied), as well as the operating sub modes: day and night. The analyses are based on computer simulation using the PSIM simulation platform and, the islanded operation mode will be also validated by means an experimental test. Keywords Bidirectional converter, Distributed generation, IEEE 1547, Microgrids, Photovoltaic, Smartgrids. Resumo Os sistemas de geração distribuída têm atraído grande atenção em função da crescente preocupação com o meio ambiente e do contínuo aumento da demanda energética mundial. Neste contexto, este artigo apresenta os resultados de estudos e considerações fundamentais à implementação de um sistema fotovoltaico de geração distribuída, considerando-se os diversos subsistemas necessários ao desenvolvimento de tal sistema. Em síntese, o sistema proposto contém módulos fotovoltaicos; conversores eletrônicos chaveados de potência (unidirecional e bidirecional); função de conexão e ilhamento e dispositivos de proteção, isolação, medição e processamento. Será discutido o funcionamento do conversor CC-CC bidirecional, que realiza a interface entre o banco de baterias e o barramento CC, o qual pode atuar como elevador ou abaixador, dependendo da necessidade do sistema. Também será analisada a dinâmica no conversor CC-CA ao realizar as trocas de modo de operação, conectado ou ilhado, assim como os submodos de operação diurno e noturno. Todas as análises serão realizadas por meio de simulações computacionais utilizando-se a plataforma PSIM e, o modo de operação ilhado também será validado por meio de um ensaio experimenta. Palavras-chave Conversor bidirecional, Fotovoltaico, Geração distribuída, IEEE 1547, Microrredes, Redes inteligentes. 1 Introdução As fontes de energias renováveis vêm desempenhando um importante papel no cenário mundial, principalmente devido à crescente preocupação com o meio ambiente efeito estufa e aquecimento global e ao contínuo aumento da demanda energética. Neste contexto, os sistemas de geração distribuída despertam grande interesse, pois podem utilizar diversos tipos de fontes primárias de energia, podem ser instalados próximos às cargas e atenuam as necessidades imediatas dos governos em realizar investimentos onerosos na matriz energética (XuWei, 2009, Pomílio, 2011). Um conjunto controlado de sistemas de geração distribuída e cargas locais pode ser denominado microrrede. Uma microrrede pode ser entendida como um pequeno sistema de energia elétrica controlável que pode, entre outras coisas, auxiliar as concessionárias no processo de despacho de energia, redução das perdas no processo de transmissão e correção de afundamentos de tensão. Pode ainda ser desconectado automaticamente do sistema de distri- buição em casos de faltas elétricas ou intencionalmente, de acordo com a vontade do usuário (Lasseter, 2007 e Kroposki, 2008). A energia fotovoltaica se destaca das outras fontes renováveis e limpas principalmente pelo fato de poder ser instalada rapidamente em comércios e residências, além de ser silenciosa e inesgotável (Barker, 2005). As principais desvantagens dos sistemas fotovoltaicos são a baixa eficiência dos módulos comerciais de silício cristalino, que atualmente está em torno de 15% e, o elevado custo de instalação, devido aos módulos e aos conversores eletrônicos. Os sistemas de geração distribuída podem operar como sistemas autônomos e/ou sistemas interligados à rede elétrica. O primeiro tipo é fundamental para o processo de inclusão social, fornecendo energia elétrica às propriedades que não têm acesso ao sistema de distribuição. O segundo tipo, que pode ser usado em zonas urbanas e densamente povoadas, é mais interessante por sua contribuição ao sistema elétrico nacional, pois pode aliviar os picos de demanda e as linhas de transmissão e de distribuição, que já operam em sua capacidade máxima. 3126

2 Figura 1. Diagrama de blocos do sistema fotovoltaico de geração distribuída multifuncional avaliado. Neste contexto, vale destacar que em abril de 2012, Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) aprovou a resolução que regulamenta e incentiva a microgeração e a minigeração distribuída de energia elétrica com fontes renováveis de pequeno porte (ANEEL, 2012). Além disso, a resolução cria no país um sistema de compensação de créditos, que deverá impulsionar a instalação e a disseminação de pequenos sistemas fotovoltaicos residenciais e comerciais conectados à rede elétrica em todo o país. Os sistemas fotovoltaicos de geração distribuída podem ter os seguintes componentes: módulos fotovoltaicos, conversor CC-CC, conversor CC-CA (inversor), banco de baterias e rede elétrica de distribuição. Algumas estruturas de controle são importantes nesses sistemas, como o rastreamento do ponto de máxima potência, a função de conexão e ilhamento e as malhas de controle responsáveis por manter os níveis de tensão e de corrente dentro dos limites estabelecidos por norma. Este artigo concentra-se sobre um sistema fotovoltaico de geração distribuída monofásico capaz de funcionar em dois modos distintos de operação, ilhado e conectado à rede, este último baseado nas recomendações da norma IEEE 1547 e nas condições de operação da rede elétrica, vide Figura 1, (Carnieletto, 2011). Os dois modos de operação apresentam características bastante diferentes, principalmente ao se tratar da função do inversor e das estratégias de controle. Por exemplo, no modo de operação conectado o inversor funciona como fonte de corrente e, consegue regular a tensão no barramento CC. Por outro lado, no modo de operação ilhado o inversor trabalha como fonte de tensão e não regula o nível de tensão no barramento CC, sendo o conversor CC-CC responsável por esta ação. No modo de operação conectado há dois submodos de operação: diurno e noturno (Sung-Hun Ko, 2006a). No primeiro submodo há energia disponível nos módulos fotovoltaicos e o inversor fornece apenas potência ativa para as cargas. O conversor CC- CC elevador realiza o controle MPPT para extrair a máxima potência disponível. No segundo submodo não há energia nos módulos e no banco de baterias e o inversor atua como filtro ativo paralelo, compensando parte dos distúrbios elétricos provocados pela carga e fornecendo fator de potência unitário para a rede elétrica de distribuição. O objetivo principal do trabalho é apontar considerações e conclusões preliminares dos autores sobre o desenvolvimento de sistemas deste tipo, vislumbrando futuros trabalhos direcionados à implementação experimental de um sistema semelhante. Assim, serão discutidas informações como: a importância da manutenção do balanço de potência nos barramentos do sistema; a necessidade da isolação elétrica, para evitar malha de terra; a detecção de ilhamento, para manter a segurança do usuário; as possíveis funcionalidades que podem ser agregadas ao sistema (tais como: priorização de cargas e funcionamento como filtro ativo, na ausência de irradiação solar e energia armazenada) e os transitórios que ocorrem ao permutar os conversores eletrônicos e as malhas de controle. A seção 2 deste artigo apresentará as principais partes que constituem o sistema de geração distribuída estudado: modelo matemático do módulo fotovoltaico, conversores de potência e função de conexão e ilhamento. A seção 3 apresentará os resultados de simulação e discussões correspondentes. A seção 4 apresentará um resultado de ensaio experimental do conversor CC-CA do sistema e, finalmente, a seção 5 apresentará as conclusões do trabalho. 2 Descrição do sistema fotovoltaico de geração distribuída avaliado O sistema fotovoltaico de geração distribuída estudado neste artigo e modelado por meio da plataforma de simulação PSIM é composto por módulos fotovoltaicos modelados por equações matemáticas, banco de baterias, conversores eletrônicos chaveados de potência (unidirecional e bidirecional), função de conexão e ilhamento e dispositivos de proteção, isolação, medição e processamento. 3127

3 2.1 Modelo do módulo fotovoltaico e MPPT Um dispositivo fotovoltaico é um elemento capaz de converter energia solar em energia elétrica. Os principais dispositivos utilizados para este fim são as células fotovoltaicas, que ao serem agrupadas formam o chamado módulo fotovoltaico. Dependendo da tensão de saída e da potência nominal desejada para o sistema, os módulos fotovoltaicos podem ser agrupados em série e/ou em paralelo. Existem diversos métodos de modelagem de módulos fotovoltaicos (Coelho, 2009; Farret, 2011 e Rauschenbach, 1980) propostos na literatura. Neste artigo, utilizou-se o modelo proposto em (Villalva, 2009, 2010), que apresenta bom compromisso entre simplicidade e precisão, sendo eficaz para simulações de eletrônica de potência. A equação básica que descreve a curva característica I-V de uma célula fotovoltaica ideal é:, =,,., 1 (1).. tal que V PV e I PV são, respectivamente, a tensão e a corrente de saída do dispositivo, I λ é a corrente gerada pela incidência da luz (diretamente proporcional à irradiação solar), I 0 é a corrente de saturação reversa, T é a temperatura na superfície do dispositivo, q é a carga do elétron, k é a constante de Boltzmann e a é a constante ideal do diodo, normalmente considerada unitária. Contudo, a equação (1) não representa a curva característica de um módulo fotovoltaico real. Para modelar um dispositivo prático, que possui resistências internas, usa-se a equação (2): = (2) sendo V t =N s.k.t/q que é a tensão térmica do módulo com N s células em série. Se o módulo é composto de N p células em paralelo, então, I PV =I PV,cel.N p e I 0 =I 0,cel.N p. R s é a resistência série equivalente do módulo e está relacionada com a resistência da estrutura física do módulo. R p é a resistência paralela equivalente do módulo e está relacionada basicamente com a corrente de fuga da junção p-n do material semicondutor das células fotovoltaicas. Na prática, a resistência série é muito pequena, enquanto que a resistência paralela é muito elevada. Portanto, pode-se considerar que a corrente de curtocircuito nominal é praticamente igual à corrente do módulo fotovoltaico (I sc I PV ). Uma melhoria deste modelo com relação aos demais presentes na literatura é a forma de calcular a corrente de saturação reversa, que inclui os coeficientes de tensão (K v ) e de corrente (K i ) na equação (3). +! " = ## $ + %! " & & 1 (3) tal que V oc é a tensão de circuito aberto disponibilizada nos manuais dos fabricantes. Uma vez que os manuais dos fabricantes dos módulos fotovoltaicos não fornecem todas as informações necessárias para obter um modelo matemático, alguns parâmetros, como R s e R p, devem ser encontrados por meio de um método de modelagem. Muitos autores têm proposto métodos para encontrar os parâmetros do modelo matemático de um módulo fotovoltaico. O método proposto em (Villalva, 2010) ajusta R s e R p de maneira iterativa, uma vez que apenas um par de valores {R s, R p } satisfaz a condição P max,m =P max,e =V max.i max, tal que V max é a tensão máxima nominal, I max é a corrente máxima nominal (ambas fornecidas pelo manual do fabricante), P max,m é a potência máxima calculada pelo modelo I-V da equação (2) e P max, e é a potência máxima experimental fornecida pelo manual do fabricante. O método iterativo, tem se mostrado simples e eficaz ao fornecer os parâmetros que encaixam perfeitamente o modelo dentro das características elétricas fornecidas pelo fabricante (tensão de circuito aberto, corrente de curto-circuito e ponto de máxima potência). Como os módulos fotovoltaicos apresentam um ponto de operação de máxima potência, torna-se extremamente importante realizar o rastreamento deste ponto. Este rastreamento é denominado MPPT (maximum power point tracking). Existem diversas maneiras e algoritmos para realizar o MPPT (Canesin, 2010 e Esram, 2007), neste artigo foi escolhido o método da condutância incremental, o qual introduz variações na tensão e monitora a inclinação da tangente da curva característica da potência P-V do módulo. 2.2 Conversores eletrônicos chaveados de potência Para realizar as conversões de nível de tensão e estado da energia e regular a tensão e a corrente para níveis aceitáveis, três tipos de conversores eletrônicos chaveados de potência são empregados: conversor CC-CC elevador (boost) unidirecional, conversor CC-CC elevador e abaixador bidirecional e conversor CC-CA em ponte completa bidirecional Conversor CC-CA Dentre as várias opções para realizar a conversão do estado da energia do barramento CC para o estado CA da rede elétrica (YaosuoXue, 2004; Kjaer, 2005; Ortjohann, 2008 e Bradaschia, 2012), tem-se escolhido o inversor do tipo fonte de tensão com ponte completa bidirecional, mostrado na Figura 2, por causa da sua simplicidade de projeto e controle. Para o projeto do conversor CC-CA é importante definir dois parâmetros de projeto: potência nominal do sistema e nível de tensão CA. Para o estudo deste artigo a potência nominal definida é de 1,5kW, pois este é o valor de pico da potência de um sistema fotovoltaico capaz de suprir as necessidades diárias de eletricidade de uma residência popular brasileira. A tensão CA é a própria rede elétrica padrão do sudeste do Brasil, 127 V (60Hz). 3128

4 O nível de tensão no barramento CC deve ser maior do que a tensão de pico da rede para que o sistema tenha capacidade de injetar corrente na rede. Isto devido ao fato do acoplamento à rede ser feito através de um indutor sobre o qual é realizado o controle em malha fechada da corrente. Para proporcionar tensão instantânea sobre o indutor, e injetar corrente na rede, é necessário que a tensão CC na entrada do inversor seja superior ao valor de pico da tensão da rede na saída do inversor. Neste estudo foi empregada a tensão de 235 V no barramento CC, que mostrou-se adequada durante as simulações. O filtro de saída do inversor, que tem por objetivo atenuar as distorções harmônicas de alta frequência causadas pela comutação dos semicondutores pode ser escolhido de diferentes maneiras (Liserre, 2004; Liserre, 2006 e Michels, 2005). Neste trabalho adotou-se o filtro do tipo LC (Figura 1). Deve-se destacar a importância da isolação elétrica do sistema, uma vez que pode ocorrer curtocircuito por meio da interconexão do terra da rede elétrica com o terra do conjunto dos módulos fotovoltaicos. Neste artigo utiliza-se um transformador de baixa frequência com relação de transformação unitária na saída do conversor CC-CA. Dependendo do modo de operação do sistema de geração distribuída, o inversor modifica completamente suas características e, consequentemente, seu sistema de controle (Sung-Hun Ko, 2006b). No modo de operação conectado à rede elétrica o inversor trabalha como fonte de corrente, podendo injetar potência na rede elétrica ou consumir energia da rede para carregar o banco de baterias. Neste modo de operação o próprio inversor consegue regular o nível de tensão no barramento CC. No modo de operação ilhado, o inversor funciona como fonte de tensão, não podendo controlar o fluxo de corrente. Neste modo, torna-se impossível para o inversor realizar a regulação da tensão no barramento CC, uma vez que o sistema não tem mais interligação com a rede para poder retirar energia. Assim, o conversor CC-CC elevador fica responsável por regular a tensão no barramento CC Conversor CC-CC elevador O conversor CC-CC é necessário para elevar e regular a tensão de saída dos módulos fotovoltaicos para o nível de tensão desejado no barramento CC e para realizar o controle MPPT nos módulos (Coelho, 2010). O conjunto de módulos fotovoltaicos e o conversor CC-CC podem ser configurados de várias maneiras (Carbone, 2009 e Casaro, 2010), podendo variar o número de dispositivos eletrônicos e a controlabilidade do ponto de máxima potência de cada módulo. Devido ao nível da tensão de saída da associação dos módulos fotovoltaicos considerado neste estudo (seis módulos em série, fornecendo 180V em circuito aberto na saída), escolheu-se a topologia elevadora de tensão (boost) convencional, vide Figura 2. Este conversor é responsável por regular o nível da tensão no barramento CC, em modo de operação ilhado, e realizar o controle MPPT pela corrente que flui através do seu indutor, para ambos os modos de operação do sistema. Para se conseguir o desejado, um sistema de controle multimalhas é empregado. Neste sistema a malha interna, mais rápida, realiza o controle de corrente e a malha externa, mais lenta, realiza o controle de tensão Conversor CC-CC bidirecional Na simulação do sistema, o banco de baterias foi modelado como uma fonte CC ideal com uma resistência série, possuindo capacidade infinita de fornecer e armazenar energia. O conversor CC-CC bidirecional escolhido, mostrado na Figura 3, pode ser definido como um conversor elevador e abaixador, pois trabalha como buck (usando T1 e D1) ou como boost (usando T2 e D2) (Carnieleto, 2011). É importante destacar que o conjunto formado pelo banco de baterias e pelo conversor CC-CC bidirecional permite o funcionamento do sistema em modo de operação ilhado, uma vez que este conjunto realiza o balanço de potência entre módulos fotovoltaicos e cargas. Para o caso em que o sistema esteja ilhado e a demanda da carga seja maior que a energia fotovoltaica disponível, uma seleção prioritária de cargas deverá acontecer. Este artigo não abordará estes casos. O controle do conversor CC-CC bidirecional no modo elevador de tensão é semelhante ao controle do conversor CC-CC elevador situado entre os módulos fotovoltaicos e o barramento CC. Já no modo abaixador utiliza-se um sistema de controle constituído apenas de uma malha de controle de corrente, pois a tensão do modelo do banco de baterias utilizado é constante. Para gerar a referência de corrente para as malhas de controle usa-se um algoritmo lógico de controle, o qual utiliza a potência disponível nos módulos, advinda do algoritmo MPPT e a potência injetada pelo inversor. A diferença entre estas duas quantidades define a potência e a corrente de referência para o banco de baterias (Zhiling, 2008 e Xiong Liu, 2010). Figura 2. Diagrama de blocos dos conversores CC-CC e CC-CA. Figura 3. Diagrama de blocos do conversor CC-CC bidirecional. 3129

5 2.3 Descrição dos elementos passivos e controladores do sistema avaliado O sistema apresentado neste trabalho utiliza três conversores eletrônicos: conversor CC-CC elevador unidirecional, conversor CC-CC elevador e abaixador bidirecional e conversor CC-CA em ponte completa bidirecional. Os conversores elevadores unidirecional e do bidirecional são idênticos e possuem duas malhas de controle, uma de tensão e outra de corrente. Os controladores utilizados nestas malhas são do tipo 2, ou seja, possuem um zero e dois pólos, sendo um dos pólos na origem. O conversor abaixador do bidirecional possui apenas uma malha de corrente, uma vez que a bateria foi modelada com o uma fonte ideal CC e, o controlador utilizado é baseado no regulador proporcionalintegral (PI). O conversor CC-CA tem duas estratégias de controle, uma para cada modo de operação. Quando ilhado apresenta apenas uma malha de tensão, com um controlador proporcional ressonante (P+RES) sintonizado até a décima primeira ordem. Quando conectado têm duas malhas de controle, uma de tensão e outra de corrente. O controlador de tensão é um PI, enquanto que o de corrente é um proporcional ressonante sintonizado até a décima quinta ordem. Os valores dos elementos passivos e dos ganhos dos controladores utilizados nos conversores são apresentados na Tabela 1. A metodologia de projetos dos elementos passivos e dos controladores será demonstrada em outro artigo dos autores. 2.4 Função de conexão e ilhamento A detecção de ilhamento e reconexão pode ser realizada por três técnicas diferentes: passiva, ativa e remota (Sérgio, 2011). Cada técnica apresenta suas vantagens e desvantagens, como custo financeiro, precisão e tempo de atuação. Neste artigo, que tem o foco apenas sobre os conversores e seus sistemas de controle, optou-se pela detecção de ilhamento passiva, que realiza um monitoramento nas quantidades da rede e do inversor, comparando-as com os limites estabelecidos pela norma IEEE 1547 (IEEE 1547, 2003 e IEEE Std , 2008). Tabela 1: Valores dos elementos passivos e dos ganhos dos controladores do sistema implementado. Elevador Abaixador Inversor L=1mH C=2,35mF Tipo2 V K 2 =62 ω z =5 ω p =35 Tipo2 I K 2 =34600 ω z =2300 ω p =29000 L=1mH C=4,7µF Controladores PI I K P =1,21 K I =6050 Ilhado P+RES V K P =0,494 K I 9200 h= L=1,5mH C=2µF Conectado PI V K P =1,6 K I =13,5 P+RES I K P =1,82 K I 7000 h= A função de detecção de ilhamento e reconexão é essencial para o funcionamento do sistema de geração distribuída, principalmente para a proteção e segurança do sistema elétrico e do usuário. É essencial para a concessionária porque garante a segurança para realizar a devidas manutenções no sistema. E é interessante para o consumidor em condições precárias de funcionamento ou em ausência de energia na rede (blackout), em que a qualidade da energia elétrica esta comprometida podendo danificar os dispositivos eletrônicos. A função de conexão e ilhamento do sistema de geração distribuída executa a tarefa de conectar ou ilhar o sistema da rede elétrica de distribuição. Esta função é definida como um subsistema que recebe informações de magnitude, frequência e fase da tensão da rede e do inversor por meio, por exemplo, de algoritmos de PLL (Marafão, 2005) e compara com os valores limites estabelecidos pela norma IEEE É importante destacar que a reconexão apenas ocorre quando a tensão da rede se aproxima do valor zero, para evitar transitórios críticos. 3 Resultados de simulação Para analisar e discutir as características de operação do sistema de geração distribuída estudado, implementou-se na plataforma de simulação PSIM o sistema demonstrado na Figura 1. A seguir, será apresentado o funcionamento do conversor CC-CA em ponte completa bidirecional, submodo de operação diurno e submodo de operação noturno; o conversor CC-CC elevador e abaixador bidirecional e a função de conexão e ilhamento atuando no sistema. 3.1 Caso #1: sistema conectado à rede, submodo diurno e carga crítica das baterias O primeiro caso simulado representa um sistema de geração distribuída com as seguintes condições: conectado à rede elétrica, submodo de operação diurno e ocorrência de carga crítica no banco de baterias, quando é essencial o armazenamento de energia. Assim, o sistema de geração distribuída é configurado, a partir de 1,2s, para carregar a bateria. Para isto, o sistema direciona toda a energia disponível nos módulos fotovoltaicos e, caso necessário, a energia da rede para o banco de baterias. O resultado é apresentado na Figura 4. Na Figura 4, antes de 1,2s, o inversor está fornecendo apenas potência ativa para a carga não linear. A complementação da energia é realizada pela rede. Observe que a corrente do inversor aparece em fase com a tensão no ponto de acoplamento comum (PAC), enquanto que a corrente da rede está defasada em aproximadamente 90 devido à potência reativa da carga. O conversor CC-CC bidirecional trabalha como conversor elevador. Na Figura 4, a partir de 1,2s, o sistema prioriza o armazenamento de energia no banco de baterias. Portanto, o conversor CC-CC bidirecional passa a funcionar como conversor abaixador. Neste período, 3130

6 a rede passa a alimentar a carga em sua totalidade, além de fornecer potência ativa para o inversor. Por este motivo, a corrente do inversor aparece em oposição de fase com a tensão e o componente fundamental da corrente da rede resulta praticamente em fase com a tensão. 3.2 Caso #2: sistema conectado à rede, presença de distúrbio na rede e ilhamento Neste caso foi imposta à rede elétrica de distribuição uma sobretensão maior do que 20% do seu valor nominal entre os instantes 1,1s e 1,15s. De acordo com a norma IEEE 1547, se este cenário permanecer por um período maior do que dez ciclos o sistema de geração distribuída deve ser desconectado. Para melhor visualização do resultado, considerou-se como período limite, para ilhar o sistema, apenas um ciclo. Para a reconexão foi estabelecida como condição, a operação da rede dentro dos limites estabelecidos por norma durante, no mínimo, um ciclo completo da tensão da rede. Quando satisfeita esta condição, deve-se aguardar que a tensão da rede cruze o valor zero para efetuar a reconexão. O resultado do caso 2 é mostrado na Figura 5, na qual é possível analisar a dinâmica do sistema. Na Figura 5, no instante aproximado de 1,12s ocorre o ilhamento e em 1,18s acontece a reconexão, quando a tensão cruza o zero. Os transitórios, não críticos, que aparecem nestes momentos são causados pela resposta dinâmica da permutação das malhas de controle do sistema. Para atenuar os transitórios, tanto do conversor CC-CC bidirecional como do conversor CC-CA, utilizou-se a estratégia de forçar o erro a ser nulo nas malhas de controle inativas. Deste modo, quando a malha for necessária novamente e entrar em operação, a ação de controle iniciará do ponto em que havia sido interrompido. Na Figura 5, antes de 1,12s e depois de 1,18s o sistema está conectado com a rede elétrica e o conversor CC-CC bidirecional está funcionando como elevador. O inversor atua como fonte de corrente alimentando as cargas e injetando a corrente restante na rede elétrica. Note que nestes períodos a tensão é imposta pela própria rede elétrica. Na Figura 5, no intervalo entre 1,12s e 1,18s o sistema de geração distribuída esta ilhado e a energia disponível nos módulos é maior que a demanda das cargas do inversor. Desta maneira, a diferença entre a energia fotovoltaica e a demanda é direcionada para o banco de baterias. Logo, o conversor CC-CC bidirecional trabalha como abaixador e o inversor funciona como fonte de tensão, impondo a tensão para as cargas, mas não conseguindo controlar o fluxo de corrente. Este artigo considera que o banco de baterias é ideal, ou seja, tem capacidade infinita de fornecer e armazenar energia. Contudo, caso o banco de baterias estivesse totalmente carregado, o excesso de energia gerada poderia ser direcionado para outros subsistemas por exemplo, sistemas de aquecimento ou bombeamento de água, a depender do tipo de instalação ou consumidor em questão. 3.3 Caso #3: sistema conectado à rede, submodo noturno Na terceira e última situação o sistema de geração distribuída está conectado à rede elétrica e passa a trabalhar no submodo de operação noturno, devido a uma brusca redução na irradiação solar ocorrida em 1s. No submodo de operação noturno o inversor atua como filtro ativo paralelo, compensando parte dos distúrbios elétricos causados pela carga (circulação de reativos e distorção harmônica). O resultado do caso simulado é mostrado na Figura 6. Observa-se que mesmo em caso de ausência de energia solar o sistema estará funcionando, e por isso, pode-se dizer que o fator de utilização do sistema tende a ser maior do que em outros sistemas de geração distribuída que têm fator de utilização de aproximadamente 25% (Sung-Hun Ko, 2006a). O fator de potência do lado da rede, após o instante de 1s, é próximo do unitário, emulando uma carga resistiva e reduzindo as perdas na rede elétrica, uma vez que atenua a magnitude da corrente que circula através da impedância de linha do sistema elétrico. 4 Resultado experimental Até o momento, os autores desenvolveram experimentalmente apenas o inversor trabalhando no modo de operação ilhado, ou seja, desconectado da rede elétrica. Uma fonte elétrica de corrente contínua foi conectado diretamente ao barramento CC para modelar a energia solar gerada pelos módulos fotovoltaicos. A Figura 7 mostra o resultado obtido experimentalmente. Note que a carga não linear é bastante crítica, o que dificulta o controle da forma de onda da tensão. O controlador utilizado foi o Proporcional Ressonante, vide Tabela 1, e a distorção harmônica total para a tensão é de 2,63%, indicando um bom desempenho do controlador projetado. 5 Conclusões O sistema fotovoltaico de geração distribuída implementado e avaliado neste artigo possui módulos fotovoltaicos, banco de baterias, conversores eletronicos chaveados de potência (unidirecional e bidirecional) e função de conexão e ilhamento. Este sistema tem a capacidade de operar conectado à rede elétrica ou ilhado. No modo conectado, ainda há a opção de atuar no submodo diurno (fornecendo apenas potência ativa) ou no submodo noturno (atuando como filtro ativo paralelo e, compensando parte dos distúrbios elétricos da carga). Foram realizados vários estudos de caso, analisando os modos de operação do sistema. No caso #1 observou-se que o conversor CC-CA pode atuar de forma bidirecional, ora fornecendo corrente, ora consumindo corrente da rede para carregar o banco de baterias. 3131

7 Figura 4. Superior: tensão no PAC e correntee da carga. Intermediá- da rede. Inferi- rio: tensão no PAC, corrente do inversor e corrente or: corrente da bateria e referência da corrente da bateria. Figura 5. Superior: tensão no PAC e correntee do inversor. Inferior: corrente da bateria e referência da corrente da bateria. Figura 7. Tensão imposta pelo inversor e corrente da carga. No caso #2 demonstrou-se a ação da função de conexão e ilhamento atuando no sistema. Percebeu- a reconexão não apre- se que tanto o ilhamento comoo sentam transitórios críticos, desde que controlados de forma adequada. A operação no modo diurno pôde ser observada através dos casos #1 e #2. Também foi demonstrada a operação do conversor CC-CC bidirecional ora como elevador, ora como abaixador de tensão. Devido ao conjunto conversor CC-CC bidirecional e ao banco de baterias, o sistema estudado apresenta boa flexibilidade, ou seja, capacidade de atuar conectado à rede ou ilhado. O último caso explorou o submodo de operação noturno, em que o inversor funciona como filtro ativo paralelo na ausência de sol. Esta ação caracteri- elevado, pois za o sistema com fator de utilização opera tanto durante o dia, quanto no período noturno. Além de fornecer a rede elétrica fator de potência unitário. O acréscimo desta funcionalidade não modifísicos do sistema, ne- fica o projeto dos elementos cessitando apenas de alterações na estratégia de con- trole e no gerenciamento do sistema. Agradecimentos Os autores agradecem ao CNPq (processo /2006-0), à FAPESP (processo 2011/ ) e à FUNDUNESP pelo apoio financeiro. Referências Bibliográficas Figura 6. Superior: tensão no PAC e corrente da carga. Inferior: tensão no PAC, corrente do inversor e corrente da rede. Agencia Nacional de Energia Elétrica-ANEEL (2012). ANEEL aprova regras paraa facilitar a geração de energia nas unidades consumidoras. disponível em: oticias.cfm?identidade=5457&id_area=90. acesso em: 19/04/2012. Bradachia, F. (2012). Conversores fonte Z para sistemas fotovoltaicos e monofáscio-trifásico. Tese de doutorado, Universidade federal de Pernambuco. Barker, P. P. and Bing, J. M. (2005). Advances in solar photovoltaic technology: an applications perspective. IEEE Power Engineering Society General Meeting, vol. 2, pp

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