Estudo de Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede

Anais do XX Congresso Brasileiro de Automática
Belo Horizonte, MG, 20 a 24 de Setembro de 2014
ESTUDO DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS À REDE ELÉTRICA COM
COMPENSAÇÃO DE HARMÔNICOS E REATIVOS
MARCELO H. F. TAKAMI, SÉRGIO A. OLIVEIRA DA SILVA, LEONARDO P. SAMPAIO
LEPQER - Laboratório de Eletrônica de Potência, Qualidade de Energia e Energias Renováveis,
Universidade Tecnológica Federal do Paraná - UTFPR
Av. Alberto Carazzai, 1640 - CEP 86300-000 - Cornélio Procópio - PR – Brasil
E-mails: [email protected], [email protected], [email protected]
Abstract This paper presents the study and analysis of two single-phase grid-tied photovoltaic systems. The first one is
composed of two parallel photovoltaic arrays, each one composed of four panels connected in series, a step-up DC-DC converter
and a voltage source inverter. The second is composed of eight photovoltaic panels connected in series and a voltage source
inverter. Thus, in this case the use of the step-up DC-DC is suppressed. Perturb and observe technique is used for tracking the
maximum power point of the photovoltaic arrays, which is implemented in the control loop of both studied systems. Moreover,
control techniques are adopted to allow the current injection into utility grid from the energy provided by the photovoltaic arrays,
where the injected current is synchronized with the grid voltage using an algorithm to detect the utility phase-angle. Both systems
are controlled to perform, simultaneously, the function of shunt active power filter, performing the suppression of harmonic
currents and compensating reactive power of the load. Finally, comparative analysis between the two systems is performed by
means of computer simulations.
Keywords Solar energy, Distributed generation, Photovoltaic system, MPPT, Shunt active power filter.
Resumo Este trabalho apresenta o estudo e análise de dois sistemas fotovoltaicos monofásicos conectados à rede elétrica. O
primeiro é composto por dois arranjos PV onde cada um deles possui quatro painéis ligados em série, um conversor CC-CC elevador e um inversor de tensão controlado em corrente. O segundo é composto por oito painéis ligados em série e um inversor de
tensão. Assim, neste caso, a utilização do conversor elevador CC-CC é suprimida. A técnica da perturbação e observação é adotada para o rastreamento do ponto de máxima potência dos arranjos fotovoltaicos, a qual é implementada na malha de controle de
ambos os sistemas em estudo. Além disso, técnicas de controle são adotadas para possibilitar a injeção de corrente na rede elétrica a partir da energia disponibilizada pelos arranjos fotovoltaicos, onde as correntes injetadas são sincronizadas com a tensão da
rede utilizando um algoritmo de detecção de ângulo de fase. Ambos os sistemas são controlados para desempenhar simultaneamente a função de filtro ativo de potência paralelo atuando na compensação das correntes harmônicas, bem como reativos da
carga. Finalmente, são realizadas análises comparativas entre os dois sistemas por meio de simulações computacionais.
Palavras-chave Energia solar, Geração distribuída, Sistema fotovoltaico, MPPT, Filtro ativo de potência paralelo.
1 Introdução
arranjos fotovoltaicos (Yu et al., 2002). Quando a
amplitude da tensão de saída do arranjo fotovoltaico
não é adequada para alimentar o barramento CC do
estágio de inversão de tensão, de forma a injetar
energia na rede elétrica em CA, um estágio de elevação de tensão, implementado por meio de um conversor CC-CC elevador, deve ser usado.
Devido ao aumento da utilização de cargas nãolineares em residências, comércios e indústrias, distúrbios harmônicos de corrente e tensão têm aumentado significativamente nos sistemas de fornecimento
de energia, contribuindo para degradação da qualidade da energia elétrica (QEE). Filtros Ativos de Potência (FAP) têm sido propostos para eliminar ou
reduzir os efeitos causados pela circulação de correntes harmônicas originadas por estes tipos de cargas,
tornando-se assim uma alternativa para minimizar a
degradação da QEE (Campanhol et al., 2013).
Este trabalho propõe uma comparação entre
dois tipos de sistemas fotovoltaicos conectados à
rede elétrica monofásica. O primeiro, chamado de
sistema 1, é composto por dois arranjos PV onde
cada um deles possui quatro painéis ligados em série,
um conversor CC-CC elevador e um inversor de
tensão (VSI) controlado em corrente, conectado à
rede elétrica monofásica. O segundo sistema, chamado de sistema 2, é composto por oito painéis ligados
em série e um inversor de tensão conectado à rede
elétrica, ou seja, este sistema não utiliza o estágio
Atualmente, estudos e aplicações de fontes de
energias renováveis vêm ganhando cada vez mais
destaque no mundo, devido à crescente demanda
energética e a preocupação com a preservação ambiental (Brito et al., 2012). Dentre todas as diferentes
fontes de energias renováveis conhecidas, a energia
solar vem se destacando devido à sua abundância e
por sua vasta incidência em toda a superfície terrestre. Desta forma, esta se apresenta como uma fonte
viável de geração de energia elétrica, mais notadamente em sistemas de geração distribuída conectados
à rede de distribuição de energia elétrica.
Para que a conversão da energia solar em elétrica seja realizada, utilizam-se painéis fotovoltaicos
(PV), os quais apresentam curvas características I-V
(corrente-tensão) e P-V (potência-tensão) nãolineares, as quais são fortemente influenciadas pelos
fatores climáticos como radiação solar e temperatura
(Casaro & Martins, 2008). O custo inicial para a
implantação de um sistema fotovoltaico ainda é relativamente alto e, estes apresentam uma baixa eficiência de conversão de energia solar em elétrica (Brito
et al., 2013). Desta forma, é necessária a aplicação de
técnicas para rastrear a máxima potência de um arranjo fotovoltaico, as quais são conhecidas como
técnicas de MPPT (Maximum Power Point Tracking), e são indispensáveis para a implantação em
328
Anais do XX Congresso Brasileiro de Automática
Belo Horizonte, MG, 20 a 24 de Setembro de 2014
elevador de tensão CC-CC entre o arranjo PV e o
inversor.
Ambos os sistemas fotovoltaicos estão conectados à rede elétrica por meio de um conversor CC-CA
monofásico em ponte completa, sendo estes capazes
de realizar, simultaneamente, a injeção de potência
ativa na rede, compensação de reativos e supressão
de correntes harmônicas da carga.
Em diversas literaturas (Casaro & Martins,
2008; Villalva et al., 2009) têm sido propostos modelos computacionais de arranjos PVs que refletem o
comportamento de um arranjo fotovoltaico de maneira precisa, incluindo respostas a variações de temperatura e radiação. Neste trabalho, o arranjo PV é
implementado utilizando o modelo proposto por
(Casaro & Martins, 2008).
Para o filtro ativo paralelo é utilizado um algoritmo baseado no sistema de eixos de referência
síncrona (SRF – Synchronous Reference Frame),
com algumas adaptações para sistemas monofásicos,
a fim de obter uma corrente de referência, a qual será
sintetizada pelo inversor. Além disso, para realizar a
extração da máxima potência dos painéis fotovoltaicos e maximizar a eficiência do arranjo PV, o método da perturbação e observação (P&O) é utilizado
(Brito et al., 2013).
Para que a energia proveniente do arranjo fotovoltaico seja injetada na rede, um sistema de sincronismo entre a corrente injetada e a tensão da rede
elétrica é indispensável. Para esta finalidade pode-se
utilizar circuitos de detecção de ângulo de fase conhecidos por PLL (Phase-Locked Loop) (Silva et al.,
2008). Neste trabalho, o PLL é também usado para
gerar as coordenadas do vetor unitário síncrono
sen(θ) e cos(θ) utilizado no algoritmo SRF.
Finalmente, são apresentadas análises matemáticas, bem como análises comparativas a fim de ava-
liar o desempenho de ambos os sistemas fotovoltaicos em estudo.
2 Estrutura de Potência Conectado à Rede Elétrica e Sistema de Filtragem Ativa.
As Figuras 1 e 2 ilustram os diagramas em blocos dos dois sistemas PVs completos adotados neste
trabalho, ou seja, o sistema 1 e o sistema 2, respectivamente.
2.1 Modelo Equivalente do Painel Fotovoltaico
Uma célula fotovoltaica pode ser representada
pelo circuito equivalente, composto por uma fonte de
corrente em antiparalelo com um diodo, conforme
mostra a Figura 3. Os resistores em série e paralelo,
RS e RP, respectivamente, são projetados com o objetivo de melhorar a representação da curva via simulação em ambiente computacional, onde esses são
decorrentes das características construtivas das células fotovoltaicas (junção PN e ligação entre os elementos). O valor de RS interfere na inclinação da
curva I-V após o ponto de máxima potência (MPP),
na região em que os painéis PV passam a se comportar como fonte de tensão. Já a resistência RP regula a
inclinação da curva antes do MPP, na região em que
os painéis se comportam como fonte de corrente.
As curvas não-lineares (ipv-vpv e ppv-vpv) de um
painel fotovoltaico, considerando diferentes níveis de
radiação solar e de temperatura, são ilustradas nas
Figuras 4 e 5, respectivamente. A Figura 4 exibe a
variação da corrente ipv de um painel PV em função
da tensão vpv (curva ipv-vpv). Na Figura 5 é ilustrada a
variação da potência ppv do painel em função da
tensão vpv (curva ppv-vpv).
LL
iL
is
Carga
Rede
vs
Lb
ic
Lf
Db
p1
PV array
Cpv
pb
iL
vs
p3
sen(θPLL)
PLL
SRF
cos(θPLL)
i*c
ic
idc
P
W
M
PIv
Cdc
p2
p4
Vdc
*
Vdc
ipv
MPPT
vpv
ipv
PIi
PWM
p1
p2
p3
p4
pb
D
vpv
Figura 1. Sistema 1 – Esquema completo do sistema PV conectado à rede elétrica monofásica com estágio elevador de tensão
329
Anais do XX Congresso Brasileiro de Automática
Belo Horizonte, MG, 20 a 24 de Setembro de 2014
is
iL
LL
Carga
Rede
vs
ic
Lf
PV array
p1
vs
PLL
p3
iL
sen(θPLL)
cos(θPLL)
i*c
SRF
ic
idc
P
W
M
PIv
p2
Cdc
p4
Vdc=vpv
ipv
*
Vdc
MPPT
PIi
p1
p2
p3
p4
i*pv
ipv
Figura 2. Sistema 2 - Esquema completo do sistema PV conectado à rede elétrica monofásica
250
1000W/m²
25°C
Potência ppv (W)
200
Figura 3. Circuito equivalente de uma célula fotovoltaica
O equacionamento do circuito da Figura 3 pode
ser representado por (1), conforme (Gow & Manning, 1999).
I = I ph
 (V + I .Rs )

 V + I .R
 q.
η
.
K
.
T
s
− I r ⋅ e
− 1 −
Rp




0
250W/m²
75°C
40
30
20
Tensão vpv (V)
Figura 5. Curva característica ppv-vpv para diferentes níveis de
radiação e de temperatura
(1)
0
10
Recentemente (Casaro & Martins, 2008) propôs
um modelo computacional para a simulação de sistemas fotovoltaicos, conforme ilustrado na Figura 6.
vpv
Rad
Temp
Arranjo
Fotovoltaico
ipv
s
-
+
Cpv
Figura 7. Diagrama em blocos do modelo implementado no
MatLab/Simulink®
10
1000W/m² – 25°C
Na Figura 6 vpv, ipv, Rad, Temp e Cpv, representam, respectivamente, a tensão nos terminais do arranjo PV, a corrente nos terminais do arranjo PV,
radiação solar, temperatura e o capacitor de filtro de
saída do arranjo PV.
8
Corrente ipv (A)
500W/m²
75°C
100
50
Onde: V, I representam, respectivamente, a tensão e
corrente nos terminais de saída de uma célula; Iph é a
fotocorrente; Ir corrente de saturação reversa da célula; q é a carga do elétron; η é o fator de qualidade da
junção p-n; K é a constante de Boltzmann e T é a
temperatura ambiente em Kelvin.
A corrente da célula fotovoltaica em (1), pode
ser determinada, por exemplo, por meio do método
numérico Newton-Raphson, devido à relação nãolinear entre a corrente I e a tensão V.
750W/m² – 50°C
6
750W/m²
50°C
150
500W/m² – 75°C
4
0
2.2 Técnica para Extração da Máxima Potência
(MPPT).
250W/m² – 75°C
2
0
10
20
Tensão vpv (V)
30
Para que a máxima potência de um arranjo PV
seja extraída, é necessária a utilização de técnicas
para extração da máxima potência (MPPT). Neste
trabalho optou-se pelo método P&O, o qual consiste
40
Figura 4. Curva característica ipv-vpv para diferentes níveis de
radiação e temperatura
330
Anais do XX Congresso Brasileiro de Automática
Belo Horizonte, MG, 20 a 24 de Setembro de 2014
na busca do ponto de máxima de potência através das
derivadas da potência e da tensão, operando periodicamente incrementando ou decrementando o sinal de
saída do algoritmo P&O, conforme algoritmo mostrado na Figura 7.
própria corrente fictícia no eixo α (iα) e a corrente em
quadratura (iβ), a corrente defasada em π/2 radianos a
partir de iL (2).
iL
dvpv
π/2
dt
v pv
dPpv
i pv
Sinal
dt
-Passo
KPMPPT
KIMPPT/s
Delay
Sinal
dt
dt
dt
+
+
+
+
dq
FPB
dq
iddc
abc
idc
PLL
is*
i*c
iL
(2)
Após encontrar as correntes iα e iβ, realiza-se a
transformação do sistema de eixos bifásico estacionário para o sistema de eixos síncronos, utilizando a
matriz de transformação apresentada em (3).
id  cos θ
iq  = − senθ
  
Tabela 1. Lógica do algoritmo P&O.
dv pv
id
iα  i L (ωt )

 =

i β  i L (ωt − π / 2)
Esse método necessita das leituras da tensão e
da corrente do painel PV, para realizar cálculos das
derivadas de tensão e de potência. O sinal negativo
do passo é utilizado para corrigir o sentido do sinal
de saída. A Tabela 1 apresenta a lógica de operação
do algoritmo em função dos sentidos das derivadas
de potência e de tensão.
d (v pv .i pv )
αβ
Figura 8. Diagrama em blocos do algoritmo SRF (sistema 1Φ)
Controlador PI do MPPT
=
iβ
sin(θPLL)
cos(θPLL)
Figura 7. Diagrama em blocos do algoritmo de MPPT do
método P&O
dPpv
iα
Sinal de saída
senθ  iα 
 
cos θ  i β 
(3)
Uma vez obtida a grandeza de corrente direta
id, pode extrair a sua componente contínua iddc através da utilização de um filtro passa-baixa (FPB), que
representa a amplitude de pico da parcela fundamental da corrente de carga.
Pelo fato do trabalho apresentar uma comparação entre dois sistemas PVs, ambos necessitam de
algumas modificações em seus controles.
Para o sistema 1, obtém-se a corrente fundamental de referência i*s por meio da equação (4),
onde iddc é a parcela contínua da componente direta
(id) e idc é o sinal de saída da malha de controle de
tensão do barramento CC. Já para a corrente de referência de compensação i*c é encontrada por (5), por
meio da subtração de iL por i*s.
Incrementa
Incrementa
Decrementa
Decrementa
Devido ao fato deste trabalho realizar a comparação entre duas estruturas PV, algumas modificações são necessárias para o adequado funcionamento
do mesmo. No sistema 1, o sinal de saída a ser incrementado ou decrementado do algoritmo P&O
atuará na variação da razão cíclica do conversor CCCC. Já para o sistema 2, o sinal de saída é representado pela corrente i*pv como pode ser observado pelas
Figuras 2 e 9.
2.3 Filtro Ativo Paralelo de Potência (FAPP)
i*s=(iddc + idc)cos θ
Neste trabalho é empregado o algoritmo baseado no sistema de eixo de referência síncrona (SRF –
Synchronous Reference Frame) (Campanhol et al.,
2013) para a obtenção das correntes de referência de
compensação.
Como o método SRF foi concebido para ser utilizado em sistemas trifásicos, para possibilitar sua
aplicação em um sistema monofásico torna-se necessária uma adequação no algoritmo. Dessa forma, tal
adequação é apresentada na Figura 8, onde é criado
um sistema trifásico fictício, representado por grandezas ortogonais no sistema de eixos estacionário
bifásico (αβ), o qual é composto pelas correntes
bifásicas fictícias iα = iL e iβ. Portanto, a partir deste
algoritmo é possível obter as correntes de referência
de compensação em um sistema monofásico.
Conforme algoritmo ilustrado na Figura 8, considera-se a corrente da carga medida como sendo a
i*c = iL - i*s
(4)
(5)
Para o sistema 2, uma modificação é necessária
(Figura 9), diferentemente do sistema 1 onde a corrente ipv é utilizada somente no controle do MPPT.
Considerando o sistema 2, a corrente i*pv (sinal de
saída do algoritmo de MPPT) é subtraída das parcelas iddc e idc e assim, obtém-se a corrente fundamental de referência i*s, conforme (6), e a corrente de
referência de compensação i*c é obtida por (5).
Por outro lado, a corrente i*pv representa a corrente ativa disponível nos arranjos fotovoltaicos, os
quais podem ser usados para fornecer a energia para
a carga e/ou injetar na rede elétrica, conforme ilustra
a Figura 10.
i*s=(iddc + idc - i*pv)cos θ
331
(6)
Anais do XX Congresso Brasileiro de Automática
Belo Horizonte, MG, 20 a 24 de Setembro de 2014
A componente idc é responsável pelo controle da
tensão do barramento CC, de forma a compensar as
perdas relacionadas com as indutâncias de filtragem
e dispositivos de comutação do FAPP. Pode-se dizer
também que idc representa a potência ativa total exigida pelo sistema PV para regular a tensão do barramento CC. Desta forma, o controle do sistema 2 atua
fornecendo ou absorvendo energia da rede elétrica.
completa é ilustrado na Figura 11, onde a corrente de
referência i*c é obtida utilizando o algoritmo SRF
mostrado na Figura 8. Os procedimentos adotados
para a sintonia dos controladores e as respostas em
frequência dos controladores de corrente e tensão do
barramento são detalhadamente descritos por (Angélico et al., 2014).
iL
i*pv
id
FPB
iddc
Vdc*
Vdc
idc
^
ω
ω
KIPLL/S
,
iα
.
π/2
vα
,
vβ
Vdc
Controlador PI de corrente
1
____________
Lf s + RLf
ic
Sistema físico
KIv / s
As simulações dos dois sistemas foram implementadas por meio de um ambiente computacional
usando o software MatLab/Simulink®. Na Tabela 3,
estão apresentados os principais parâmetros utilizados nas simulações.
Nas simulações foram utilizados oito módulos
policristalinos SW 245 da SolarWorld, onde cada
módulo contém 60 células fotovoltaicos interconectadas, e nas condições de teste padrão (STC) fornece
245 Wp. A Tabela 2 apresenta as principais informações deste módulo.
iβ
1
s
θPLL
sen (θPLL)
,
vs
id c
KPWM
Ganho do
PWM
3 Resultados Obtidos
ωff
KPPLL
,
KIi / s
Onde: KPi e KIi são os ganhos do controlador de
corrente, proporcional e integral da malha de corrente
respectivamente; KPv e KIv são os ganhos do controlador de corrente, proporcional e integral da malha de
tensão do barramento CC, respectivamente; KPWM é o
ganho do modulador PWM; Lf é a indutância de filtro; RLf é a resistência da indutância do filtro; idc é a
corrente da malha de controle do barramento CC;
V*dc é a tensão de referência do barramento CC e Vdc
é a tensão no barramento CC.
Através de um sistema PLL pode-se obter as informações da rede elétrica, necessárias para a geração das coordenadas do vetor unitário síncrono, utilizados no algoritmo SRF, tais como ângulo de fase e
frequência.
A topologia PLL utilizada neste trabalho é baseada na teoria da potência ativa instantânea trifásica
(p-PLL) utilizando o eixo estacionário bifásico de
coordenadas αβ proposto por (Silva et al., 2008).
Assim, torna-se necessária a geração de uma tensão
fictícia de quadratura v’β, de forma a assegurar que
esta seja ortogonal à tensão monofásica medida. A
tensão monofásica medida da rede elétrica vs é considerada agora a própria tensão v’α. Já para obter v’β
aplica-se uma defasagem de π/2 radianos na tensão
v’α, conforme ilustra a Figura 10.
,
KPi
Figura 11. Diagrama em blocos da malha de controle de corrente
do FAPP
2.4 Sistema PLL
p
KPv
i*c
Controlador PI do barramento CC
Figura 9. Diagrama em blocos reduzido do controle do Sistema 2
p *= 0
SRF
sen (θPLL - π/2)
Tabela 2. Parâmetros Elétricos do PV SW 245 Sob as Condições
de Teste Padrão (STC: 1000 W/m², 25°C, AM 1,5).
Potência máxima
Tensão de circuito aberto
Tensão do ponto de máxima potência
Corrente de curto circuito
Corrente do ponto de máxima potência
Atraso
Figura 10. Diagrama em blocos do sistema PLL monofásico
2.5 Controle para as Etapas CC-CA
Pmax = 245 Wp
VOC = 37,5 V
VMPPT = 30,8 V
ISC = 8,49 A
IMPPT = 7,96 A
Os gráficos da potência extraída com variações
climáticas para o sistema 1 e sistema 2 estão apresentados nas Figuras 12 e 14, respectivamente. A máxima potência extraída pelo algoritmo de MPPT está
representada pela linha continua (vermelho) e a máxima potência disponível em linha tracejada (azul).
Foram aplicadas variações nos fatores climáticos
com degraus tanto positivos quanto negativos, de
forma a avaliar a eficiência do algoritmo de MPPT e
de observar as variações no barramento CC.
Após a obtenção da corrente de referência de
compensação, é necessário que o sistema apresente
uma malha de controle de corrente de forma a assegurar que o FAPP imponha estas correntes na rede
elétrica. Com isso, é preciso obter um modelo matemático da planta de forma a possibilitar o projeto do
controlador das malhas de corrente e de tensão do
barramento CC.
O diagrama em blocos da malha de controle de
corrente utilizada no inversor monofásico em ponte
332
Anais do XX Congresso Brasileiro de Automática
Belo Horizonte, MG, 20 a 24 de Setembro de 2014
Tabela 3. Parâmetros Adotados na Simulação.
Tensão nominal da rede (eficaz)
Frequência nominal da rede
Potência máxima do arranjo PV
Tensão de saída do arranjo PV para o
sistema 1
Tensão de saída do arranjo PV para o
sistema 2
Corrente de saída do arranjo PV
para o sistema 1
Corrente de saída do arranjo PV para o
sistema 2
Capacitor de saída do PV
Indutor - Boost
Frequência de chaveamento – Boost
Capacitor – Barramento CC
Frequência de chaveamento – full-bridge
Indutância de filtro - full-bridge
Resistência do filtro de indutância
Indutância de comutação
Frequência de amostragem do conversor
A/D
Ganho PWM
Ganho do controlador PI de corrente
Ganho do controlador PI do barramento
CC
Ganho do controlador PI do MPPT para o
Sistema 1
Ganho do controlador PI do MPPT para o
Sistema 2
Carga não-linear – retificador em ponte
completa
3000
vs = 127 V
fs = 60 Hz
Pmax = 1960 W
vpv = 123,2 V
2000
Sombreamento
1000
0
0
vpv = 246,4 V
200
ipv = 15,92 A
ipv = 7,96 A
vs
20
is
0
Cpv = 100 μF
Lb = 2,4 mH
fb = 30 kHz
Cdc = 2300 μF
fch = 20 kHz
Lf = 2,5 mH
RLf = 0,48 Ω
LL = 1,2 mH
fa = 60 kHz
8
6
4
2
0
-20
-200
2.5
2,5
2.58
2,58
2.56
2.54
2,56
2,54
Tempo [s]
2.52
2,52
2.6
2,6
Figura 12. Sistema 1: Potência de saída do PV; Tensão e corrente
na rede
350
250
-4
KPWM = 5,33x10
KPi = 226,49 Ω
KIi = 6,61x105 Ω/s
KPv = 0,275 Ω
KIv = 1,42 Ω /s
KPMPPT = 0,02 Ω
KIMPPT = 0,2 Ω/s
KPMPPT = 0,25 Ω
KIMPPT = 0,7 Ω/s
Lc = 30 mH
Rc = 26,6 Ω
Vdc
*
V
100
0
0
30
20
dc
2
vpv
4
6
8
4
6
8
4
Tempo [s]
6
8
ipv
10
0
0
30
2
ic (eficaz)
20
10
Observa-se que nas Figuras 12 e 14, no intervalo
de 4 a 5 s, ocorre um sombreamento em quatro painéis do arranjo em paralelo do sistema 1 e em 4 painéis do arranjo em série do sistema 2. Esse efeito
pode ser observado pela ocorrência de uma queda de
potência. Nas mesmas Figuras são apresentadas a
tensão vs e a corrente is da rede. Observa-se que a
corrente is está em oposição de fase em relação à
tensão vs, o que significa que o sistema está injetando
energia na rede elétrica.
A Figura 13 apresenta a tensão no barramento
CC para o sistema 1, onde foram aplicadas as mesmas variações nos fatores climáticos apresentados na
Figura 12. Neste caso, observa-se as variações de
tensão no barramento CC (vdc).
Na mesma Figura 13 estão apresentadas a tensão de saída do arranjo PV (vpv), a corrente de saída
do arranjo PV (ipv) e a corrente eficaz de saída do
inversor (ic).
A tensão no barramento CC para o sistema 2 é
apresentada na Figura 15, considerando as mesmas
variações nos fatores climáticos. Na mesma Figura
estão apresentadas a corrente de saída do arranjo PV
(ipv) e a corrente eficaz de saída do inversor (ic). Já a
tensão de saída do arranjo PV (vpv) é a própria tensão
(Vdc) do barramento CC.
No transitório apresentado, o sistema 1 apresenta maiores variações na tensão no barramento CC
quando comparado com o sistema 2 (Figuras 13 e
15). No entanto, em regime permanente, este apresenta uma tensão similar àquela existente no sistema
2, ou seja, 250 V.
0
0
2
Figura 13. Sistema 1 – Tensão no barramento CC (Vdc) e tensão de
saída do PV (vpv); Corrente de saída do PV (ipv); Corrente de
compensação (ic) eficaz
3000
2000
Sombreamento
1000
0
0
2
200
0
4
6
vs
8
20
is
0
-20
-200
2.5
2,5
2.52
2,52
2.56
2,56
2.54
2,54
Tempo[s]
2.58
2,58
2.6
2,6
Figura 14. Sistema 2: Potência de saída do PV; Tensão e corrente
na rede
Observa-se também que a dinâmica do barramento CC para ambos os sistemas é lenta quando
ocorrem variações bruscas nos fatores climáticos,
levando assim alguns segundos para retornar em seu
valor de referência.
Uma das maneiras para avaliar a eficiência do
algoritmo de MPPT é em relação ao fator de rastreamento (FR), que trata do percentual de energia aproveitada em relação à disponível do arranjo PV. Para
333
Anais do XX Congresso Brasileiro de Automática
Belo Horizonte, MG, 20 a 24 de Setembro de 2014
o sistema 1, o fator de rastreamento foi de 98,77% e
para o sistema 2 foi de 96,70%.
300
250
Em relação ao algoritmo de MPPT, para o sistema 1, há a possibilidade de operar de forma independente em relação ao inversor, apresentando assim
eficiência e fator de rastreamento maiores.
Outra vantagem da utilização do estágio elevador neste trabalho é por estar configurado com dois
arranjos em paralelo de quatro painéis em série. A
utilização da configuração em paralelo é vantajosa
para o caso de ocorrência de sombreamentos nos
painéis, pois a tensão nos terminais do arranjo PV
não varia tanto devido à radiação solar influenciar
mais na corrente.
Já para a associação em série, na ocorrência de
um sombreamento a corrente nos terminais do arranjo PV decresce e como a tensão nos terminais do
arranjo PV é a própria tensão do barramento CC
(sistema 2) no momento do sombreamento, esta
apresenta uma grande variação
Por meio dos resultados obtidos, foi possível verificar o desempenho do sistema na injeção de potência ativa na rede, meio de corrente com baixa DHT,
realização da compensação de reativos e supressão
de correntes harmônicas da carga, onde o FAPP
reduziu satisfatoriamente a taxa de distorção harmônica de corrente, comprovando assim sua eficiência.
O comportamento dinâmico do sistema fotovoltaico
para diferentes níveis de radiação solar e temperatura
também foi verificado.
V*dc
Vdc
200
150
0
20
2
4
6
8
4
6
8
4
Tempo [s]
6
8
ipv
10
0
0
2
20
10
0
0
ic (eficaz)
2
Figura 15. Sistema 2 – Tensão no barramento CC (Vdc); Corrente
de saída do PV (ipv); Corrente de compensação (ic) eficaz
A potência extraída para o sistema 1 possui uma
ondulação menor e uma resposta mais rápida em
relação ao sistema 2, pois o controle do MPPT do
sistema 1 é independente, representando assim uma
vantagem da utilização de um conversor elevador no
sistema (Figuras 12 e 14).
Em relação à distorção harmônica total (DHT),
normas como a IEEE Std. 519-2014 recomendam
que a DHT da corrente injetada seja menor que 5%,
quando o sistema PV está fornecendo somente potência ativa para a rede. A Tabela 4 apresenta a DHT
para os dois sistemas.
Pode-se também calcular o rendimento do sistema através das potências de entrada nos terminais
do PV e de saída injetada da rede, determinado assim
as perdas na operação dos sistemas. Para o sistema 1
as perdas foram de 213,09 W, enquanto que para o
sistema 2 foram de 195,65 W. Observa-se que no
sistema 1, as perdas são maiores devido ao estágio
elevador de tensão adicional (conversor Boost).
A Tabela 4 resume todas as comparações realizadas para os dois sistemas, considerando o número
de componentes semicondutores, elementos de filtragem, número de painéis fotovoltaicos, distorção
harmônica total, fator de rastreamento, potências
envolvidas, perdas e rendimento.
Tabela 4. Comparação entre os Dois Sistemas PV.
Diodos
Chaves
Indutores
Capacitores
Painéis
DHTis
DHTiL
FR
Pin
Pout
Perdas
Rendimento (%)
Sistema 1
1
5
2
2
8
3,87 %
14,72 %
98,77 %
1961,98 W
1748,89 W
213,09 W
89
Sistema 2
4
1
1
8
4,91 %
14,67 %
96,70 %
1957,4 W
1761,75 W
195,65 W
90
Referências Bibliográficas
ANGÉLICO, B. A., CAMPANHOL, L. B. G. and
SILVA, S. A. O. (c.2014) Proportional-Integral/
Proportional-Integral-Derivative Tuning Procedure of a Single-Phase Shunt Active Power Filter Using Bode Diagram. IET Power Electronics.
BRITO, M. A. G., SAMPAIO, L. P., GALOTO JR.,
L. and CANESIN, C. A. (2013) Evaluation of
the Main MPPT Techniques for Photovoltaic
Applications. IEEE Transactions on Industrial
Electronics, Vol. 60. No. 3, pp. 1156-1167.
CAMPANHOL, L. B. G., SILVA, S. A. O. and
GOEDTEL, A. (2013) Filtro Ativo de Potência
Paralelo Aplicado em Sistemas Trifásicos a
Quatro-Fios. Eletrônica de Potência. Vol. 18,
No. 1, pp. 782-792.
4 Conclusão
Através do estudo realizado para os dois sistemas, conclui-se que, apesar da necessidade de se
utilizar um estágio elevador adicional, acarretando
um aumento no número de componentes e influenciando no peso e volume do sistema como um todo,
pode-se concluir que o sistema 1 é mais atrativo em
relação ao sistema 2. Uma das maiores vantagens é a
da possibilidade se trabalhar com uma tensão de
entrada menor (saída do arranjo PV).
334
Anais do XX Congresso Brasileiro de Automática
Belo Horizonte, MG, 20 a 24 de Setembro de 2014
CAMPANHOL, L. B. G., SILVA S. A. O.,
SAMPAIO, L. P. and OLIVEIRA Jr, A. A.
(2013) Grid-Connected Photovoltaic Power
System with Active Power Injection, Reactive
Power Compensation and Harmonic Filtering.
In Brazilian Power Electronics Conference COBEP. Gramado, 27-31 October 2013. Piscataway: IEEE. pp.642-649.
GOW, J. A. and MANNING, C. D. (1999) Development of a Photovoltaic Array Model for Use
in Power Electronics Simulation Studies. IEE
Proc. on Electric Power Applications. Vol. 146,
No. 2, pp. 193-200.
INSTITUTE
OF
ELECTRICAL
AND
ELECTRONICS ENGINEERS. (2014). IEEE
Std. 519-2014. IEEE Recommended Practices
and Requirements for Harmonic Control in
Electric Power Systems. Piscataway: IEEE.
CASARO, M. M. and MARTINS, D. C. (2008) Modelo de arranjo fotovoltaico destinado a análises
em eletrônica de potência via simulação. Eletrônica de Potência. Vol. 13, No. 3, pp. 141–
146.
MONTEIRO, M. I. M., CADAVAL, E. R. and
GONZÁLEZ, F. B. (2007). Comparison of
Control Strategies for Shunt Active Power Filters in Three-Phase Four-Wire System. IEEE
Transactions on Power Electronics. Vol. 22,
No. 1, pp. 229-236.
SILVA, S. A. O., NOVOCHADLO, R. and
MODESTO, R. A. (2008) Single-phase PLL
Structure Using Modified p-q Theory for Utility
Connected Systems. In Power Electronics Specialists Conference -PESC. Rhodes, 15-19 June
2012. Piscataway: IEEE. pp. 4706-4711.
VEERACHARY, M. (2006) PSim Circuit-Oriented
Simulator Model for the Nonlinear Photovoltaic
Sources. IEEE Transactions on Aerospace and
Electronic Systems. Vol. 42, No. 2, pp. 735740.
VILLALVA, M. G., GAZOLI, J. R. and RUPPERT
FILHO, E. (2009) Modeling And Circuit-Based
Simulation of Photovoltaic Arrays. Eletrônica
de Potência. Vol. 14, No. 1, pp. 35-45.
YU, G. J., JUNG, Y. S., CHOI, I. and SONG J. H.
(2002) A Novel Two-Mode MPPT Control Algorithm based on Comparative Study of Existing Algorithms. In Photovoltaic Specialists
Conference- PVSC. New Orleans, 19-24 May
2002. Piscataway: IEEE. pp. 1531-1534.
335