II Seminário da Pós-Graduação em Engenharia Elétrica

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1 SISTEMA DE GERAÇÃO DISTRIBUÍDA FOTOVOLTAICO HÍBRIDO MULTIFUNCIONAL Danilo I. Brandão Aluno do Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica Unesp Bauru 1 Prof. Dr. Fernando P. Marafão, 2 Prof. Dr. Marcelo G. Villalva 1 Orientador Depto de Engenharia Elétrica Unesp Bauru 2 Co-orientador Depto de Engenharia de Controle e Automação Unesp Sorocaba 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 resultados do uso de geradores distribuído para fornecer energia fotovoltaica e funcionar, simultaneamente, como STATCOM ou como filtro ativo de potência. Inicialmente, uma breve revisão dos principais componentes do sistema proposto será apresentada, os quais são: módulos fotovoltaicos; conversores eletrônicos chaveados de potência (unidirecional e bidirecional); função de conexão e ilhamento e dispositivos de proteção, isolação, medição e processamento. Será analisada a resposta dinâmica no conversor CC-CA ao realizar as trocas de modo de operação, conectado e ilhado, assim como as funcionalidades STATCOM e compensador ativo. 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 experimental. Palavras-chave: Compensação seletiva, Fotovoltaico, Geração distribuída, Microrredes, STATCOM. 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 consumidoras e atenuam as necessidades imediatas dos governos em realizar investimentos onerosos na matriz energética [1,2]. 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. 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 fotovoltaicos e aos conversores eletrônicos. Os sistemas de geração distribuída podem operar como sistemas autônomos e/ou sistemas interligados à rede elétrica. Os sistemas híbridos podem operar das duas formas, conectado ou ilhado, ou seja, desconectado da rede elétrica. Neste contexto, vale destacar que em abril de 2012, a 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 [3]. 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 híbrido monofásico capaz de funcionar em dois modos 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, [4]. Os conversores CC-CA convencionais, responsáveis por realizar a interface eletrônica dos geradores distribuídos, têm sido limitados apenas à função de injetar potência ativa gerada localmente na

2 Figura 1: Diagrama de blocos do sistema de geração distribuída fotovoltaico híbrido multifuncional. rede elétrica de distribuição. No entanto, dentro de sua capacidade de corrente, o sistema híbrido pode assumir outras importantes funções concomitantes. O objetivo principal do trabalho é apresentar algumas funcionalidades que podem ser agregadas ao sistema de geração distribuída, como: capacidade de operar tanto ilhado como conectado, realizando priorização de cargas; exercer suporte de tensão no ponto de acoplamento comum e atuar como filtro ativo de potência, compensando os distúrbios presentes na corrente da carga. Adicionalmente, a compensação dos distúrbios será realizada de maneira seletiva, e baseada na teoria de potência conservativa (CPT), o que tornará o sistema mais flexível. 2. DESCRIÇÃO DO SISTEMA DE GERAÇÃO DISTRIBUÍDA FOTOVOLTAICO HÍBRIDO PROPOSTO O sistema de geração distribuída fotovoltaico híbrido estudado neste artigo e modelado por meio da plataforma de simulação PSIM é composto por módulos fotovoltaicos e banco de baterias modelados por equações matemáticas, conversores eletrônicos chaveados de potência (unidirecional e bidirecional), função de conexão e ilhamento e dispositivos de proteção, medição e processamento. 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. A equação básica que descreve a curva característica I-V de uma célula fotovoltaica real é: = (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. V t =N s.k.t/q 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. 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. 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 [5,6]. O método proposto em [7,8] 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

3 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 de (1) 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 [9,10], neste trabalho foi escolhido o método Beta, o qual utiliza uma equação matemática (2) e uma malha de controle, vide Figura 2. =!. = (2). ". #. $ 2.2 Modelo do banco de baterias A principal função do banco de baterias em um sistema de geração distribuída é realizar o balanço de potência entre a fonte renovável e a carga. Como a função do banco de baterias neste artigo é apenas de atuar quando o sistema estiver ilhado, optou-se por escolher baterias de chumbo-ácido. O modelo matemático escolhido para este artigo é o apresentado em [11], que desenvolve duas equações matemáticas, uma para calcular a tensão (3) e outra para calcular o estado de carga (SOC State of Charge) da bateria (4), em conjunto com o circuito de Thèvenin, veja Figura 3. ". & % = % & ' * :;< ) = (3). * + (,-../ + 0 ) >?0 = 1 * +,-../ + 0 & (4) Figura 2: Malha de controle do método Beta para MPPT. Figura 3: Circuito de Thèvenin para o modelo da bateria. tal que E é a tensão sem carga [V], E 0 é a tensão constante da bateria [V], k é a tensão de polarização [V], Q é a capacidade da bateria [Ah], A é a amplitude da zona exponencial [A], B é o inverso da constante de tempo da zona exponencial [Ah] -1, C é a condição inicial da integral da corrente, T i é a constante de tempo da integral [s] e v bat, i bat e R bat são, respectivamente, a tensão, a corrente e a resistência interna da bateria. 2.3 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 [12,13,14], tem-se escolhido o inversor do tipo fonte de tensão com ponte completa bidirecional, mostrado na Figura 4, por causa da sua simplicidade de projeto e controle. Para o estudo deste artigo a potência nominal definida é de 1,5kW. A tensão CA é a própria rede elétrica padrão do sudeste do Brasil, 127 V (60Hz). 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 de corrente em malha fechada. Para

4 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 trabalho foi empregada a tensão de 235 V no barramento CC, que mostrou-se adequada durante as simulações. O filtro de saída do inversor adotado é o filtro do tipo LC (Figura 1). Dependendo do modo de operação do sistema de geração distribuída, o inversor modifica completamente suas características e, consequentemente, seu sistema de controle [15]. 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 [16]. O conjunto de módulos fotovoltaicos e o conversor CC-CC podem ser configurados de várias maneiras [17], 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 4. 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 O conversor CC-CC bidirecional escolhido, mostrado na Figura 5, pode ser definido como um conversor elevador e abaixador, pois trabalha como buck (usando T1 e D1) ou como boost (usando T2 e D2) [4]. 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 priorização de cargas deve acontecer, permanecendo energizada apenas as cargas primárias. 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 varia muito pouco para uma larga faixa de SOC. 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, como mostrado em (5), [18]. As variáveis de referências podem ser definidas pelas Figura 1 e Figura 2. Figura 4. Diagrama de blocos dos conversores. Figura 5. Diagrama de blocos do conversor CC-CC bidirecional.

5 = 1 # B CD -E.+ 6F 2( 2.4 Descrição dos elementos passivos e controladores do sistema avaliado D.+ H (5) 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 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 e, o controlador utilizado é baseado no regulador proporcional-integral (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 [19]. 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 primeira ordem, veja Tabela Função de conexão e ilhamento A detecção de ilhamento e reconexão pode ser realizada por três técnicas diferentes: passiva, ativa e remota [20]. Neste trabalho, 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 [21]. 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 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 [22] e compara-os com os valores limites estabelecidos pela norma IEEE É importante destacar que a reconexão apenas ocorre quando a tensão da rede cruza o valor zero, para evitar transitórios críticos. 2.6 Função de suporte de tensão e de compensador ativo seletivo Os principais problemas elétricos nos sistemas de distribuição são as perdas técnicas nas linhas de transmissão e de distribuição, as acentuadas quedas de tensão e as propagações de harmônicos. Neste contexto, propõe-se utilizar os próprios geradores distribuídos como condicionadores de energia. Na função de suporte de tensão, o gerador distribuído trabalha como um Static Synchronous Compensator (STATCOM), e injeta reativos na rede elétrica com o propósito de auxiliar na regulação de tensão. Tabela 1: Valores dos elementos passivos e dos ganhos dos controladores do sistema implementado. Elevador Abaixador Inversor L=1mH C=2,35mF L=1mH C=4,7µF L=1,5mH C=3µF Controladores Tipo2 V PI I Ilhado Conectado P+RES V PI V K 2 =62 ω z =5 ω p =35 Tipo2 I K 2 =34600 ω z =2300 ω p =29000 K P =1,21 K I =6050 K P =0,42 K I h= Fonte: 127V (60Hz); L L =0,25mH K P =1 K I =5,5 P+RES I K P =2,8 K I h=1...11

6 Na função de compensador ativo, o gerador distribuído atua como um filtro ativo paralelo, compensando parte dos distúrbios da corrente da carga. Estas funcionalidades, não necessitam mudanças no projeto do inversor, apenas modificações na estratégia de controle, contudo, as funcionalidades adicionais ficarão restritas a potência instantânea disponível do inversor. Adicionalmente, realizar-se-á a compensação dos distúrbios de maneira seletiva, fazendo-se uso da teoria de potência conservativa (CPT Conservative Power Theory), que decompõe a corrente total em parcelas de corrente relacionadas às características elétricas específicas do circuito ou sistema. Basicamente, para um sistema monofásico, a corrente total pode ser decomposta, ortogonalmente, como mostrado em (6): + J = + - J + + K J + + J (6) tal que i a é a corrente ativa relacionada à transferência de trabalho, i r é a corrente reativa relacionada à circulação de reativos e i v é a corrente de distorção (void) relacionada à não linearidade das cargas. Ou seja, definindo cada uma destas parcelas de corrente como referência para o compensador ativo, cada distúrbio será atenuado seletivamente. Multiplicando cada componente de corrente pelo valor eficaz da tensão, pode-se definir (7): 1 J J + & J + L J (7) tal que A é a potência aparente, P é a potência ativa, Q é a potência reativa e D é a potência de distorção. O fator de potência pode ser definido como a razão entre potência ativa e potência aparente. Informações detalhadas sobre a teoria de potência conservativa podem ser encontradas em [23]. 3. RESULTADOS DE SIMULAÇÃO Para analisar as características de operação do sistema de geração distribuída fotovoltaico híbrido proposto e, discutir as multifuncionalidades do sistema, 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 e as multifuncionalidades de operar ilhado e conectado; executar a priorização de carga; exercer suporte de tensão e compensar os distúrbios da corrente da carga seletivamente. 3.1 Carga crítica das baterias O primeiro caso simulado representa um sistema de geração distribuída com as seguintes condições: conectado à rede elétrica e ocorrência de carga crítica no banco de baterias, ou seja, o nível do SOC do banco de baterias chegou ao valor mínimo limite e o carregamento deve ser realizado. O resultado é apresentado na Figura 6. A condição para iniciar o processo de carga do banco de baterias é o SOC atingir o valor mínimo de 50% e, a tensão no PAC cruzar o valor zero. Esta última condição é necessária para evitar transitório crítico de tensão e de corrente. Observe que antes de iniciar o processo de carga, o conversor CC-CC bidirecional estava funcionando como elevador (corrente positiva). Ao iniciar o processo de carga, o sistema direciona toda a energia disponível nos módulos fotovoltaicos e, caso necessário, a energia da rede para o banco de baterias, então, o conversor CC-CC bidirecional passa a atuar como abaixador (corrente negativa). A corrente da bateria ao cruzar o valor zero permanece constante por um período de tempo, isto acontece porque os controladores do elevador e do abaixador estão inativos, para evitar que eles fiquem permutando devido ao ripple presente na corrente. Antes do processo de carga, o gerador distribuído apenas injeta potência ativa. Consequentemente, a corrente i inv está em fase com a tensão. Quando o processo de armazenagem é iniciado, a corrente i inv aparece em oposição de fase com a tensão, indicando a troca do sentido do fluxo de potência. Nesta condição, a rede passa a alimentar a carga, em sua totalidade e, a fornecer potência ativa para o inversor. 3.2 Sistema conectado à rede, presença de distúrbio na rede, ilhamento e priorização de cargas Neste caso foi imposta à rede elétrica de distribuição uma sobretensão maior do que 20% do seu valor nominal, entre os instantes 0,69s e 0,76s. De acordo com a norma IEEE 1547, se este cenário permanecer por um período maior do que dez ciclos da tensão fundamental, o sistema de geração distribuída deve ser desconectado. Para melhor visualização do resultado, considerou-se como período

7 limite, para ilhar o sistema, não dez ciclos, mas sim um ciclo. Para reconectar o sistema foi estabelecido como condição operar 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 desta simulação é mostrado na Figura 7, na qual é possível analisar a resposta dinâmica do sistema. Na Figura 7, antes de 0,715s e depois de 0,783s o sistema está interligado à rede elétrica e o conversor CC-CA funciona como fonte de corrente controlada. Nestes períodos o sistema atua com carga plena, ou seja, cargas primárias e secundárias energizadas, uma vez que a rede pode realizar o complemento energético, impondo a tensão no PAC. Entre o intervalo de 0,715s e 0,783s o sistema de geração distribuída está ilhado e a energia disponível nos módulos fotovoltaicos é inferior a demanda total das cargas do inversor. Desta maneira é necessário executar a priorização das cargas, deixando para o sistema alimentar apenas as cargas primárias, veja i carga na Figura 7, em que se pode observar a redução da corrente da carga no estado ilhado. Neste modo de operação o inversor funciona como fonte de tensão, impondo a tensão para as cargas, mas não conseguindo controlar o fluxo de corrente. A energização das cargas primárias apenas foi possível porque o SOC do banco de baterias é superior a 50%. Caso contrário, ambas as cargas, primária e secundária, ficariam desenergizadas. Note que i inv após a reconexão apresenta um transitório lento. Isto é devido ao tempo necessário para (5) se estabilizar, por causa do transitório de potência dos módulos fotovoltaicos. 3.3 Suporte de tensão no PAC Para este caso, o sistema possui elevado valor de impedância de linha para se obter uma queda de tensão de aproximadamente 6% do valor nominal. A potência do inversor é configurada para ser toda a potência disponível nos módulos fotovoltaicos, uma vez que o banco de baterias é utilizado apenas em caso de ilhamento. O complemento energético é feito pela rede elétrica. A função de suporte de tensão é ativada em 0,55s e o resultado da compensação pode ser visto na Figura 8. Antes de 0,55s o valor eficaz da tensão é de 119V e após a compensação atinge o valor de referência, que foi definido como sendo de 125V. Na Figura 8 é possível observar que no instante 0,96s ocorre uma variação de irradiação, e isto aumenta o nível de potência ativa que deve ser injetada na rede, chegando próximo ao valor nominal. Para evitar danos ao inversor, o suporte de tensão deve ser limitado por uma malha de potência (i * st), que pode ser simplesmente uma multiplicação correspondente a porcentagem restante para se atingir a capacidade nominal do inversor. Antes da variação de irradiação, havia disponível, aproximadamente, 60% da capacidade do inversor para suporte de tensão, com a variação da irradiação a capacidade caiu para 0%, obrigando o sistema a suspender a funcionalidade. Interessante observar que após a suspensão do suporte de tensão, o valor eficaz da tensão não retorna aos 119V, como no início. Isto acontece porque uma potência maior está sendo fornecida pelo gerador distribuído e, a magnitude na corrente que flui através da impedância de linha é menor, atenuando a queda de tensão na linha. Este é um exemplo clássico das vantagens apresentadas pela geração distribuída, em que o fornecimento de energia elétrica fica próximo das cargas consumidoras, diminuindo as perdas na linha. 3.4 Compensação seletiva dos distúrbios da carga A última situação simulada é o sistema de geração distribuída fornecendo toda energia fotovoltaica disponível para a carga e, simultaneamente, funcionando como filtro ativo de potência, compensando seletivamente os distúrbios elétricos causados pela carga (circulação de reativos e distorção harmônica). O resultado do caso simulado é mostrado na Figura 10. Na Figura 10 é possível observar todas as estratégias de compensação para o sistema monofásico. Entre os instantes 0,63s e 0,69s o sistema apenas injeta potência ativa na rede, o que pode ser verificado pela forma de onda senoidal e em fase da corrente do inversor. Entre 0,69s e 0,75s, injeta-se potência ativa e compensa todos os distúrbios, somando i na a referência de corrente do inversor. Assim, a corrente da rede passa a ser senoidal e em fase, configurando fator de potência unitário. Entre 0,75s e 0,81s, injeta-se potência ativa e i r, compensado a circulação de reativo. Entre 0,81s até 0,93s, o

8 gerador distribuído injeta potência ativa e compensa as não linearidades da carga (i v ), tornando a corrente da rede senoidal, mas defasada da tensão. No instante de 0,87s aplicou-se um degrau de carga, para verificar a resposta dinâmica do sistema. O transitório que dura aproximadamente um ciclo é consequência da perturbação causada na potência dos módulos fotovoltaicos, a qual é usada para gerar a referência de potência ativa que deve ser injetada pelo conversor CC-CA. A Tabela 2 mostra as parcelas de potência decompostas baseada na CPT, sendo possível visualizar quantitativamente o efeito de cada estratégia de compensação. Comparando a potência ativa da carga com da fonte, percebe-se que os módulos estão fornecendo, aproximadamente, 700W de energia. Note que devido à ortogonalidade entre as parcelas de corrente, cada parcela de potência foi compensada individualmente e, consequentemente, os distúrbios elétricos também. 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 conectada diretamente ao barramento CC para modelar a energia solar gerada pelos módulos fotovoltaicos. A Figura 9 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 tem a capacidade de operar conectado à rede elétrica ou ilhado. No modo conectado, ainda há a opção de atuar como STATCOM, dando suporte de tensão ao PAC ou como filtro ativo de potência compensando parte dos distúrbios elétricos causados pela carga. 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. Demonstrou-se a ação da função de conexão e ilhamento, com priorização de carga, atuando no sistema. Observou-se que tanto o ilhamento como a reconexão não apresentam transitórios críticos, desde que controlados de forma adequada. A funcionalidade de suporte de tensão pode auxiliar as concessionárias de energia elétrica na regulação da tensão em uma microrrede. Está função requer um cuidado com o controle distribuído e cooperativo entre os demais geradores distribuídos. Explorou-se a função de filtro ativo de potência seletivo, o que pode reduzir drasticamente a circulação de reativos e harmônicos na rede, uma vez que pode tornar o fator de potência unitário no lado da rede, aumentando a eficiência do sistema. Importante destacar que estas funcionalidades não requerem um aumento da capacidade de potência do inversor, entretanto, as funcionalidades ficarão restritas a potência instantânea disponível para realizar o suporte de tensão ou a compensação dos distúrbios. A seletividade da compensação agrega maior flexibilidade, tornando possível compensar apenas a distorção harmônica, a qual exige menos potência VA instantânea disponível no inversor. E a funcionalidade de compensador ativo possibilita o sistema de funcionar mesmo na ausência de iluminação solar, elevando seu fator de utilização. Tabela 2: Parcelas de potência da compensação seletiva. Carga S/ comp. i na i r i v A[kVA] 3,25 2,62 2,41 2,51 2,52 P[kW] 3,08 2,39 2,41 2,42 2,38 Q[kVA] 0,81 0,83 0,01 0,01 0,84 D[kVA] 0,67 0,67 0,08 0,67 0,08 FP 0,948 0,912 1,000 0,964 0,944

9 Figura 6: Superior: SOC do banco de baterias. Inter- Inferior: ten- mediário: corrente do banco de baterias. são no PAC e correntes da redee e do inversor. Figura 8: Superior: potência fotovoltaica disponível. Intermediário: sinal de saída da malha de controle do suporte de tensão. Inferior: valor eficaz da tensão no PAC. Figura 9: Tensão imposta pelo carga. Figura 7: Superior: tensão no PAC e corrente da carga. Inferior: tensão no PAC e correntes da rede e do inver- sor. inversor e corrente da Figura 10: Compensação seletiva por meio do gerador distribuído híbrido multifuncional, rede sem distorção.

10 AGRADECIMENTOS Os autores agradecem ao CNPq (processo /2006-0), à FAPESP (processos 2011/ e 2011/ ) e à FUNDUNESP pelo apoio financeiro. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS [1] Xu Wei, Zhou Yu-hui, and Zhu Jie-lin, "Energy-efficient distribution in smart grid.," in International Conference on Sustainable Power Generation and Supply, 2009, pp [2] J. A. Pomilio, C. A. Canesin, and F. L. M. Antunes, "Power electronics courses for the new paradigms of the electrical system," in Congresso Brasileiro de Eletrônica de Potência, 2011, pp [3] Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). (2012) ANEEL aprova regras para facilitar a geração de energia nas unidades consumidoras. [Online]. [4] R. Carnieletto, D. I. Brandão, S. Suryanarayanan, M. G. Simões, and F. A. Farret, "Smart grid initiative: a multifunctional single-phase voltage source inverter," IEEE Transaction on Industry Applications Magazine, vol. 17, no. 5, pp , [5] R. Coelho, F. Concer, and D. Martins, "A proposed photovoltaic module and array mathematical modeling destined to simulation," IEEE International Symposium on Industrial Electronics, pp , [6] F. Farret, J. Lenz, and J. Trapp, "New methodology to determinate photovoltaic parameters of solar panels," Brazilian Power Electronics Conference, pp , [7] M. Villalva, J. Gazoli, and E. Ruppert, "Comprehensive approach to modeling and simulation of photovoltaic arrays," IEEE Transactions on Power Electronics, vol. 24, no. 5, pp , [8] M. Villalva, J. Gazoli, and E. Ruppert, "Modeling and circuit-based simulation of photovoltaic arrays," Eletrônica de Potência, vol. 14, pp , [9] M. Brito, L. Sampaio, G. Luigi, G. Melo, and C. Canesin, "Comparative analysis of MPPT techniques for PV applications," International Conference on Clean Electrical Power, pp , [10] T. Esram and P.L. Chapman, "Comparison of photovoltaic array maximum power point tracking techniques," IEEE Transactions on Energy Conversion, vol. 22, no. 2, pp , [11] O. Tremblay, L. Dessaint, and A. Dekkiche, "A generic battery model for the dynamic simulation of hybrid electric vehicles," IEEE Vehicle Power and Propulsion Conference, pp , [12] Y. Xue, L. Chang, S. B. Kjaer, J. Bordonau, and T. Shimizu, "Topologies of single-phase inverter for small distributed power generations: an overview," IEEE Transaction on Power Electronics, vol. 19, no. 5, pp , [13] S. B. Kjaer, J. K. Pedersen, and F. Blaabjerg, "A review of single-phase grid-connected inverters for photovoltaic modules," IEEE Transaction on Industry Applications, vol. 41, no. 5, pp , [14] E. Ortjohann et al., "A general architecture for modular smart inverters," in IEEE International Symposium on Industrial Electronics, 2008, pp [15] Sung-Hun Ko, S. R. Lee, H. Dehbonei, and C. Nayar, "Application of voltage- and current-controlled voltage source inverters for distributed generation systems," IEEE Transaction on Energy Conversion, vol. 21, no. 3, pp , [16] R. F. Coelho, F. Concer, and D. C. Martins, "A simplified analysis of DC-DC converters applied as maximum power point tracker in photovoltaic systems," in IEEE International Symposium power Electronics for Distributed Generation Systems, 2010, pp [17] M. M. Casaro and D. C. Martins, "Processamento eletrônico da energia solar fotovoltaica em sistemas conectados à rede elétrica," Controle & Automação, vol. 21, no. 2, pp , [18] Z. Liao and X. Ruan, "Control strategy of bi-directional DC/DC converter for a novel stand-alone photovoltaic power system," in IEEE Vehicle Power and Propulsion Conference, 2008, pp [19] C. E. Soares, M. Mezaroba, L. Michels, and C. Rech, "Técnica anti-windup para controladores P+ressonantes aplicados a inversores de tensão monofásicos com filtro LC na saída," XVIII Congresso Brasileiro de Automática, pp , [20] P. P. Sérgio, "Sistema monofásico de geração distribuída baseado em inversor multinível," Universidade Estadual de Campinas, Tese de doutorado [21] IEEE application guide for IEEE Std , IEEE standard for interconnecting distributed resources with electric power systems, [22] F. P. Marafão, S. M. Deckmann, J. A. Pomílio, and R. Q. Machado, "Metodologia de projeto e análise de algoritmos de sincronismo PLL," Eletrônica de Potência, vol. 10, no. 1, pp. 7-14, [23] P. Tenti, H. K. M. Paredes, and P. Mattavelli, "Conservative power theory, a framework to approach control and accountability issues in smart microgrids," IEEE Transactions on Power Electronics, vol. 26, no. 3, pp , 2011.