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UNIVERSIDADE FEDERAL DE SANTA MARIA
CENTRO DE TECNOLOGIA
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA
CONTRIBUIÇÕES AO ESTUDO
DE CONEXÃO DE GERAÇÃO EÓLICA
À REDE ELÉTRICA
DISSERTAÇÃO DE MESTRADO
Ígor Weide Jaskulski
Santa Maria, RS, Brasil
2007
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CONTRIBUIÇÕES AO ESTUDO
DE CONEXÃO DE GERAÇÃO EÓLICA
À REDE ELÉTRICA
por
Ígor Weide Jaskulski
Dissertação apresentada ao Curso de Mestrado do Programa de Pós-Graduação
em Engenharia Elétrica, Área de Concentração em Processamento de Energia,
Controle de Processos, da Universidade Federal de Santa Maria (UFSM, RS),
como requisito parcial do grau de Mestre em Engenharia Elétrica.
Orientador: Prof. Humberto Pinheiro, Ph. D.
Santa Maria, RS, Brasil
2007
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Universidade Federal de Santa Maria
Centro de Tecnologia
Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica
A Comissão Examinadora, abaixo assinada,
aprova a Dissertação de Mestrado
CONTRIBUIÇÕES AO ESTUDO
DE CONEXÃO DE GERAÇÃO EÓLICA
À REDE ELÉTRICA
Elaborada por
Eng. Ígor Weide Jaskulski
como requisito parcial para a obtenção do grau de
Mestre em Engenharia Elétrica
Comissão Examinadora
________________________________________________________
Ph.D Humberto Pinheiro – UFSM – RS – Brasil
(Presidente/Orientador)
________________________________________________________
Dr. Robinson Figueiredo de Camargo – UNIJUI – RS – Brasil
________________________________________________________
D. Sc. Hilton Abílio Gründling – UFSM – RS – Brasil
________________________________________________________
Dr. Luiz Carlos de Souza Marques – UFSM – RS – Brasil
Santa Maria, 24 de Agosto de 2007.
Ao meu avô Almiro Weide,
que apesar do pouco tempo de convívio,
é para mim exemplo de vida e inspiração
na minha profissão de Engenheiro,
Aos meus pais Eden e Traudi,
que nunca definiram os meus caminhos,
mas me ensinaram a escolhê-los.
À minha companheira de fé,
amiga e grande amor,
Carine Rorato de Oliveira
AGRADECIMENTOS
Em primeiro lugar, gostaria de agradecer ao Brasil e todo o povo brasileiro, na
instituição da Universidade Federal de Santa Maria, por ter me disponibilizado a oportunidade
de realizar este trabalho em um centro de ensino e pesquisa de qualidade e gratuito.
Um agradecimento especial eu gostaria de realizar ao Professor Humberto Pinheiro
pela sua seriedade, sensatez, profissionalismo e ao mesmo tempo amizade oferecida durante a
realização deste trabalho. Sua dedicação deve servir de exemplo a todos orientadores de
trabalhos de pesquisa.
Quero agradecer ao Professor Hilton Abílio Gründling pelos conselhos e ensinamentos
oferecidos.
Aos professores Lenois Mariotto e Luiz Carlos de Souza Marques pela colaboração na
realização deste trabalho.
Especialmente quero agradecer aos amigos Jean Patric da Costa e Johninson Imhoff,
com os quais compartilhei conselhos, experiências, ensinamentos e grande amizade.
Ao grande profissional e amigo Jeferson Marques, pelos conselhos, pelas
oportunidades oferecidas e pela confiança demonstrada em meu trabalho.
Aos colegas de GEPOC Marcio Stefanello, Rafael Cardoso, Ivan Gabe, Jorge
Massing, Rodrigo Azzolin, Matias Muraro e Felipe Grigoletto pelas conversas e
companheirismo que de uma forma ou outra ajudaram para a elaboração deste trabalho.
Ao colega Matheus Bevilaqua pela execução da montagem da plataforma
experimental.
Aos funcionários do NUPEDEE, em especial ao Luís Fernando Martins, pela sempre
boa vontade quando o solicitei.
Aos meus pais que têm me dado todo o carinho e apoio que necessito.
À minha companheira Carine Rorato de Oliveira, pela compreensão nos momentos de
renúncia da sua companhia para a elaboração deste trabalho.
RESUMO
Dissertação de Mestrado
Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica
Universidade Federal de Santa Maria
CONTRIBUIÇÕES AO ESTUDO DE CONEXÃO DE GERAÇÃO
EÓLICA À REDE ELÉTRICA
A
UTOR: ÍGOR WEIDE JASKULSKI
O
RIENTADOR: HUMBERTO PINHEIRO, PH.D.
Local e Data da Defesa: Santa Maria, 24 de Agosto de 2007.
Sistemas de distribuição não foram projetados para receber unidades de Geração
Distribuída (GD). Para que a inserção de energia elétrica nesses sistemas ocorra de forma segura e
com qualidade, as seguintes características relacionadas à conexão de GD a redes de distribuição
devem ser consideradas: (i) Proteção; (ii) Estabilidade; (iii) Mercado de Energia; e (iv) Qualidade
de Energia. Neste trabalho são estudados aspectos referentes à qualidade de energia e à proteção.
No aspecto qualidade de energia, conversores com pernas em paralelo são abordados. Para
demonstrar o aumento da capacidade de processamento de potência com conversores com pernas
em paralelo, curvas de capabilidade de conversores são derivadas. Além disso, o procedimento de
projeto de filtro indutivo a partir do fator de distorção e limites máximos de harmônicos de
corrente é elaborado. Demonstra-se que essa abordagem de conversores permite a minimização
do conteúdo harmônicos das correntes de saída da GD e a maximização das curvas de
capabilidade do conversor. No aspecto proteção, é abordada a análise de estabilidade de método
de detecção de ilhamento (MDI) local ativo, baseado na técnica com malha de realimentação
positiva que não possui Zona de Não Detecção (ZND). Um modelo dinâmico completo e outro
reduzido são derivados. Durante a análise, é demonstrado que o modelo dinâmico reduzido é
válido para a análise do MDI. Além disso, é mostrado que uma operação estável é possível
mesmo que a rede principal esteja desconectada. No entanto, ao adicionar o MDI, é possível ter
uma operação estável quando a rede principal está presente e uma operação instável quando a
unidade de GD está operando em condição ilhada. Ainda, a inserção da não-linearidade do
limitador no MDI pode representar um ciclo limite, que induz uma oscilação na tensão no sistema
ilhado que pode ser útil para a coordenação dos relés de sub/sobre tensão que detectam a
ultrapassagem dos limites de tensões induzidas pelo MDI. Finalmente, um conversor trifásico
com duas pernas por fase em paralelo é utilizado para validar as análises realizadas.
Palavras-chave: geração distribuída; ilhamento; geração eólica; conversores
ABSTRACT
Master Thesis
Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica
Universidade Federal de Santa Maria
CONTRIBUTIONS TO STUDY OF WIND FARM CONNECTION TO
THE UTILITY
A
UTHOR: ÍGOR WEIDE JASKULSKI
R
ESEARCH SUPERVISOR: HUMBERTO PINHEIRO, PH.D.
Place and Date of Oral Defense: Santa Maria, August 24, 2007.
Distribution systems have not been designed to receive distributed generation (DG) units.
The electric energy injection in these systems is safe and reliable if the characteristics regarding of
DG interconnection in distribution power systems are considered: (i) Protection; (ii) Stability; (iii)
Electric energy market; (iv) Quality of energy. In this work, aspects regarding of quality of energy
and protection are studied. In the quality of energy aspect, converters with legs in parallel are
approached. To demonstrate the power capability increase with converters with legs in parallel,
the capabilities power curves of the converter are derived. Furthermore, a procedure to design an
inductive filter from the distortion factor and limits of current harmonics is described. It is shown
that converters with legs in parallel can be used to decrease the current harmonic content in the
output of the DG and to increase the power curve capability of the converter. In the protection
aspect, the stability analysis of an islanding detection method (IDM) based in positive feedback
that has not Non-Detection-Zone (NDZ) is shown. A complete and a reduced dynamic model are
derived. The results demonstrated that the reduced dynamic model is valid for the proposed
analysis. Furthermore, a stable operation of an islanded utility section is demonstrated. However,
if the IDM is added in the DG control system, it is possible a stable operation when the main
utility is connected and an unstable operation when the DG unity is operating in islanding
condition. Besides, the addition of a limiter in the output of the MDI can represent a limit cycle
that induces a voltage oscillation in the islanded section that can be useful to under/over voltage
relays coordination. Finally, a three phase converter with two legs per phase in parallel is used to
validate the analyses.
Keywords: distributed generation; islanding; utility connection; wind generation
LISTA DE ILUSTRAÇÕES
Figura 1 Produto Interno Bruto do Brasil (Fonte: www.ipeadata.gov.br) ..................... 19
Figura 2 Consumo de Energia Elétrica no Brasil (Fonte: www.ipeadata.gov.br) ......... 19
Figura 3 Projeção de Consumo de Energia Elétrica no Brasil (Fonte: ONS [2]) .......... 20
Figura 4 Projeção de Consumo de Energia Elétrica no Brasil (Fonte: EIA [4]) ............ 20
Figura 5 Projeções do PIB do Brasil (Fonte: www.ipeadata.gov.br) ............................. 21
Figura 6 Capacidade instalada cumulativa mundial de geração eólica [15] .................. 27
Figura 7 Requisitos mais restringentes para potência ativa e reativa............................. 31
Figura 8 Circuito Equivalente ........................................................................................ 32
Figura 9 Limites de Capabilidade de P e Q de conversores com
g
θ =0
....................... 35
Figura 10 Relação entre a tensão de saída do inversor (Vi) e ........................................ 35
Figura 11 Limites de P e Q em função de
g
V
................................................................ 37
Figura 12 Limites de P e Q em função de
i
V ................................................................. 38
Figura 13 Limites de P e Q em função de X .................................................................. 39
Figura 14 Conversores paralelos convencionais ............................................................ 40
Figura 15 Diagrama de blocos do controle do conversor com pernas em paralelos ...... 41
Figura 16 Disposição APO das portadoras para m=3 .................................................... 42
Figura 17 Definição de V
0
*
............................................................................................. 45
Figura 18 Detalhe em volta do harmônico h=p=45 do espectro do FD para m=1 ......... 48
Figura 19 Limites de P e Q para
1
1,163 HLm
=
............................................................ 48
Figura 20 Detalhe em volta do harmônico h=p=137 do espectro do DF para m=3 ...... 50
Figura 21 Limites de P e Q para
3
457 μHL
=
. ............................................................. 50
Figura 22 Resultado de Simulação – Correntes das pernas 1 e 2 e corrente total da fase
a. ...................................................................................................................................... 51
Figura 23 Resultado de Simulação – Espectro das correntes da perna 1 e .................... 52
da corrente total de saída da fase a. ................................................................................ 52
Figura 24 Resultado de Simulação – Correntes das pernas 1,2 e 3 e corrente total da
fase a. .............................................................................................................................. 53
Figura 25 Resultado de Simulação – Espectro da corrente total da fase a e o nível
máximo de harmônicas de corrente da Std IEEE 1547. .................................................. 53
Figura 26 Resultado de Simulação – Detalhe das correntes das pernas 1,2 e 3 da fase a.
......................................................................................................................................... 54
Figura 27 Plataforma Experimental Vista Frontal. ....................................................... 55
Figura 28 Plataforma Experimental Vista Lateral. ....................................................... 55
Figura 29 Resultado Experimental - Padrão PWM nas pernas 1 e 2 das fases a e b e
padrão PWM da tensão equivalente entre as fases a e b. ................................................ 56
Figura 30 Resultado Experimental - Correntes das pernas 1 e 2 e corrente total da fase
a. Escala Vertical: Corrente (2A/div). Escala Horizontal: Tempo (5ms/div). ................ 56
Figura 31 Resultado Experimental - Correntes das pernas 1 e 2 e corrente total da fase
a. Escala Vertical: Corrente (2A/div). Escala Horizontal: Tempo (2ms/div). ................ 57
Figura 32 Resultado Experimental – Espectro das correntes das pernas e da corrente
total de saída da fase a. ................................................................................................... 57
Figura 33 Cenário com uma seção de rede em condição de ilhamento. ........................ 60
Figura 34 Classificação dos Mecanismos de Detecção de Ilhamento. .......................... 61
Figura 35 Mecanismos de detecção de ilhamento passivos. .......................................... 62
Figura 36 Mecanismos de detecção de ilhamento ativos. .............................................. 63
Figura 37 Diagrama de Blocos de unidade de GD conectada em um sistema de
distribuição e MDI. ......................................................................................................... 66
Figura 38 Diagrama de Blocos do MS com FPF. .......................................................... 67
Figura 39 Diagrama de Blocos do MS com FPB. .......................................................... 69
Figura 40
α
v
e
cos(θ)
extraídos com o MS com FPF. .................................................. 70
Figura 41
β
v
e
sen(θ)
extraídos com o MS com FPF .................................................. 70
Figura 42
α
v
e
cos(θ)
extraídos com o MS com FPF com a presença de componente
contínua na medida da fase a .......................................................................................... 71
Figura 43
β
v
e
sen(θ)
extraídos com o MS com FPF com a presença de componente
contínua na medida da fase a .......................................................................................... 71
Figura 44
α
v
e
cos(θ)
extraídos com o MS com FPB com a presença de componente
contínua na medida da fase a .......................................................................................... 72
Figura 45
β
v
e
sen(θ)
extraídos com o MS com FPB com a presença de componente
contínua na medida da fase a .......................................................................................... 72
Figura 46 Configuração do circuito para comissionamento de equipamento de detecção
de ilhamento. ................................................................................................................... 73
Figura 47 MDI analisado. .............................................................................................. 75
Figura 48 Realimentação positiva de tensão. ................................................................. 76
Figura 49 Modelo dinâmico completo. .......................................................................... 77
Figura 50 Modelo dinâmico simplificado. ..................................................................... 78
Figura 51 Diagrama de blocos do sistema considerado. ................................................ 78
Figura 52 Diagramas de Nyquist sem o MDI. ............................................................... 82
Figura 53 Diagramas de Nyquist com o MDI. ............................................................... 83
Figura 54 Resultado de simulação sem o MDI – Tensão da rede, tensão no PCC,
corrente do PCC e da rede quando a rede é desconectada (ilhado). ............................... 84
Figura 55 Resultado de simulação com o MDI – Tensão da rede, tensão no PCC,
corrente do PCC e da rede quando a rede é desconectada (ilhado). ............................... 85
Figura 56 Resultado experimental sem o MDI – Tensão da rede (canal 4), tensão no
PCC (canal 3), Corrente no PCC (canal 1) e corrente vinda da rede (canal 2) quando a
rede é desconectada (ilhado). Escala horizontal: Tempo (500ms/div). Escala vertical:
Tensão (20V/div) e corrente (2A/div). ............................................................................ 86
Figura 57 Resultado experimental com o MDI – Tensão da rede (canal 4), tensão no
PCC (canal 3), Corrente no PCC (canal 1) e corrente vinda da rede (canal 2) quando a
rede é desconectada (ilhado). Escala horizontal: Tempo (500ms/div). Escala vertical:
Tensão (20V/div) e corrente (2A/div). ............................................................................ 87
Figura 58 Resultado experimental com o MDI – Tensão da rede (canal 4), tensão no
PCC (canal 3), Corrente no PCC (canal 1) e corrente vinda da rede (canal 2) quando a
rede é desconectada (ilhado). Escala horizontal: Tempo (200ms/div). Escala vertical:
Tensão (20V/div) e corrente (2A/div). ............................................................................ 87
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 Custos das fontes primárias renováveis .......................................................... 22
Tabela 2 Níveis de harmônicos de corrente ................................................................... 47
Tabela 3 Parâmetros da plataforma experimental .......................................................... 81
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
A - Ampère
ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica
APO - Distribuição de portadoras para modulação em forma alternativa e em
oposição
C - Capacitância do filtro LCL
C
0
- Centro da circunferência que representa a curva de capabilidade de
potência de conversor conectado à rede
CA - Corrente Alternada
CC - Corrente Contínua
C
C
-
Capacitância da carga local
CO
2
- Dióxido de Carbono
cos(θ) - Componente cosseno de saída do MS
EIA - Administração da Informação sobre Energia dos Estados Unidos da
América (Energy Information Administration)
f - Freqüência da rede em Hertz
FD
- Fator de distorção para atenuação de primeira ordem
s
w
f
- Freqüência de comutação
Filtro L - Filtro puramente indutivo
Filtro LCL - Filtro composto por indutores e capacitor em conexão T
FPB - Filtro Passa-Baixas
FPB
1
- Filtro Passa-Baixas do MS
FPF - Filtro Passa-Faixa
FPF
1
-
FPF do MDI
FPF
2
- Filtro Passa-Faixa do MS
FTMA - Função de transferência de malha aberta
GD - Geração Distribuída
G
eq
- Função de transferência da rede equivalente
G
filtro
- Função de transferência do filtro de saída da GD
G
IC
- Função de transferência do controlador do inversor
G
MDI
- Função de transferência do MDI
h - Ordem das harmônicas
I
- Fasor da Corrente de saída do conversor
I
- Conjugado do fasor de corrente de saída do conversor
i
a
- Corrente total da fase a
ccmin
I
- Corrente de curto-circuito mínima no PCC
I
lim
- Corrente máxima suportada pelo dispositivo de comutação
I
r
- Corrente nominal de saída do conversor
I
base
- Base de corrente
q
i - Componente
q
das correntes na saída da unidade de GD
d
i - Componente
d
das correntes na saída da unidade de GD
q
C
i - Componente q das correntes de C
C
q
R
i - Componente q das correntes de R
C
q
L
i - Componente q das correntes de L
C
d
C
i - Componente
d
das correntes de C
C
d
R
i - Componente
d
das correntes de R
C
d
L
i - Componente
d
das correntes de L
C
q
r
i - Componente q das correntes da rede
d
r
i - Componente
d
das correntes da rede
K - Ganho do MDI
kA - 10
3
Ampères
I
K - Ganho integral dos controladores de corrente
base
I
K
- Inverso de I
base
INV
K - Ganho do conversor
P
K - Ganho proporcional dos controladores de corrente
kV - 10
3
Volts
kVA - 10
3
VA
base
V
K
- Inverso de V
base
l
- Nível de harmônicas de corrente permitido
1
L - Filtro puramente indutivo de conversor com uma perna por fase
3
L - Filtro puramente indutivo de conversor com três pernas por fase
L
C
- Indutância da carga local
L
r
- Indutância equivalente da rede
rmax
L - Máxima indutância no PCC
l
rmax
L
-
rmax
L refletida para o lado de baixa tensão no transformador
m - Número de pernas em paralelo em cada fase do conversor
max{} - Valor máximo de um conjunto de valores
min{} - Valor mínimo de um conjunto de valores
MDI - Método de Detecção de Ilhamento
MDL - Mecanismo de Desenvolvimento Limpo
MS - Método de Sincronismo
MW - 10
6
Watts
N - Função descritiva da não linearidade do tipo saturação
ONS - Operador Nacional do Sistema
P - Potência ativa
p - Ordem da harmônica de corrente onde o maior fator de atenuação é
obtido
PCC - Ponto de Conexão Comum
PCH - Pequena Central Hidrelétrica
PCT - Pequena Central Térmica
PI - Controlador Proporcional-Integral
PIB - Produto Interno Bruto
Prodist - Procedimento de Distribuição
PROINFA - Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica
PWM - Modulação por largura de pulso (Pulse Width Modulation)
Q - Potência reativa
FPF
Q
1
- Fator de mérito do FPF
1
f
Q
- Fator de qualidade da carga local
R - Matriz de rotação
R
C
- Resistência da carga local
R
0
- Raio da circunferência que representa a curva de capabilidade de
potência de conversor conectado à rede
R
T
-
Razão de transformação de tensão
S - Limite da não linearidade do tipo saturação do MDI
S
JG
- Potência aparente no Ponto de Conexão Comum
sen(θ) - Componente seno de saída do MS
THD - Índice de distorção total de harmônicas
T
αβ 0
- Matriz de transformação com potência invariante “
α
-
β
”
u - Representa a tensão de fase normalizada com relação a V
cc
UPS - Fonte Ininterrupta de Energia (Uninterrupted Power Source)
V - Volt
v
- Tensão de fase nominal da carga local
VA - Volt-Ampère
ag
V
,
bg
V
e
cg
V
- Tensões das pernas do conversor
an
V ,
bn
V e
cn
V - Tensões de fase de saída do conversor
V
0
*
- Tensão de Seqüência Zero em modulação por aproximação
geométrica
V
base
- Base de tensão
cc
V - Tensão do barramento CC
j
g
V - Fasor da tensão da rede
g
V
- Módulo da tensão RMS da componente fundamental da rede
i
i
V
- Fasor da tensão do conversor
i
V - Módulo da tensão RMS da componente fundamental do conversor
α
V ,
β
V
e V
0
- Tensões de fase projetadas no plano “
α
-
β
”
***
αβ
VVV
0
- Valores desejados para as tensões de fase projetadas no plano “
α
-
β
”
a
gd
v
- Tensão da fase a medida na saída da unidade de GD
b
gd
v
- Tensão da fase b medida na saída da unidade de GD
c
gd
v
- Tensão da fase c medida na saída da unidade de GD
a
v - Tensão amostrada da fase a na saída da unidade de GD
b
v - Tensão amostrada da fase b na saída da unidade de GD
c
v - Tensão amostrada da fase c na saída da unidade de GD
α
v - Componente
α
das tensões de fase na saída da unidade de GD
β
v - Componente
β
das tensões de fase na saída da unidade de GD
α
f
v - Sinal resultante da filtragem de
α
v pelo FPF
2
β
f
v - Sinal resultante da filtragem de
α
v pelo FPF
2
q
v
- Componente
q
das tensões de fase na saída da unidade de GD
d
v
- Componente
d
das tensões de fase na saída da unidade de GD
q
c
v - Componente
q
das tensões da carga local
d
c
v - Componente
d
das tensões da carga local
q
r
v - Componente
q
das tensões da rede
d
r
v - Componente
d
das tensões da rede
W - Watt
X - Reatância da rede equivalente
x - Representa as fases a, b e c
Z
eq
- Impedância da rede equivalente
Z
filtro
- Impedância do filtro de saída da GD
ZND - Zona de Não Detecção
θ
i
- Ângulo do fasor da tensão do conversor
g
θ
- Ângulo do fasor da tensão da rede
α
- Fator de atenuação
ΔP - Diferença entre a potência ativa gerada pela unidade de GD e
consumida pela carga local
ΔQ
- Diferença entre a potência reativa gerada pela unidade de GD e
consumida pela carga local
1
Δθ - Atraso de fase do FPF
2
na freqüência da rede
2
Δθ - Atraso de fase do FPB
1
na freqüência da rede
Δi
- Sinal resultante do MDI
f
v
- Módulo resultante de
α
f
v e
β
f
v
ff
v - Sinal resultante da filtragem de
f
v
pelo FPB
1
ω - Freqüência da rede em radianos por segundo
0PF2
ω - Freqüência central do FPF
2
0PB1
ω - Freqüência de corte do FPB
1
0PF1
ω - Freqüência central do FPF
1
SUMÁRIO
Capítulo 1 ........................................................................................................................ 18
INTRODUÇÃO .............................................................................................................. 18
1.1 Objetivos da Dissertação .................................................................................... 23
1.2 Organização da Dissertação ................................................................................ 25
1.3 Publicações durante o período de realização do mestrado ................................. 25
Capítulo 2 ........................................................................................................................ 27
CONVERSOR COM PERNAS EM PARALELO ......................................................... 27
2.1 Introdução ........................................................................................................... 27
2.2 Requisitos Básicos e Limites de Capabilidade de Potência ................................ 30
2.2.1 Limites de Capabilidade de Potência de Conversores ................................. 32
2.2.1.1 Limite Térmico dos Dispositivos de Comutação...................................... 36
2.2.1.2 Limite de Potência devido à
cc
V ............................................................... 37
2.2.1.3 Limite devido a Reatância de Saída do Conversor ................................... 38
2.3 Conversor Trifásico com Pernas em Paralelo ..................................................... 39
2.4 Obtenção da Tensão de Seqüência Zero V
0
*
....................................................... 42
2.5 Projeto do Filtro L ............................................................................................... 45
2.5.1 Conversor com uma Perna por Fase ............................................................ 47
2.5.2 Conversor com três Pernas por Fase ............................................................ 49
2.6 Resultados de Simulação .................................................................................... 50
2.7 Resultados Experimentais ................................................................................... 54
2.8 Sumário ............................................................................................................... 58
Capítulo 3 ........................................................................................................................ 59
ANÁLISE DE ESTABILIDADE DE SISTEMA COM MÉTODO DE DETECÇAO DE
ILHAMENTO ................................................................................................................. 59
3.1 Introdução ........................................................................................................... 59
3.2 Mecanismos de Detecção de Ilhamento ............................................................. 60
3.3 Normas e Códigos de Rede ................................................................................. 64
3.4 Descrição do Sistema .......................................................................................... 65
3.4.1. Sistema de GD ............................................................................................ 66
3.4.2 Método de Sincronismo ............................................................................... 67
3.4.3 Carga Local e Rede ...................................................................................... 73
3.4.4. Mecanismo de Detecção de Ilhamento (MDI) ............................................ 75
3.5 Análise de Estabilidade do Sistema com Método de Detecção de Ilhamento .... 76
3.5.1 Modelos Dinâmicos ..................................................................................... 76
3.5.2 Análise de estabilidade ................................................................................ 80
3.6 Resultados de Simulação .................................................................................... 84
3.7 Resultados Experimentais ................................................................................... 85
3.8 Sumário ............................................................................................................... 88
Capítulo 4 ........................................................................................................................ 89
CONSIDERAÇÕES FINAIS .......................................................................................... 89
TRABALHOS FUTUROS ............................................................................................. 90
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ............................................................................ 92
Capítulo 1
INTRODUÇÃO
A disponibilidade de energia elétrica é essencial para o funcionamento de sociedades
modernas. A utilização de energia elétrica para transporte, iluminação, comunicações,
conservação de alimentos, processos industriais é uma característica forte de países
desenvolvidos.
Pesquisadores têm mostrado uma relação entre crescimento econômico e
desenvolvimento social com o consumo de energia elétrica [1]-[3]. Esse fato pode ser
explicado considerando que o crescimento econômico é normalmente impulsionado pelo
crescimento da produção industrial que, por sua vez, demanda uma maior disponibilidade de
energia elétrica. Além disso, à medida que o setor industrial cresce e se fortalece, os
trabalhadores das indústrias adquirem melhores condições de vida e poder de compra, o que
alavanca as vendas de eletrodomésticos como computadores, televisores e geladeiras que, por
sua vez, são equipamentos que consomem energia elétrica. Portanto, pode-se afirmar que o
crescimento econômico normalmente é acompanhado de um alto crescimento da demanda e
da disponibilidade de energia elétrica.
Como ilustração dessa relação, as Figuras 1 e 2 mostram o Produto Interno Bruto
(PIB) e o consumo de energia elétrica nos últimos trinta anos no Brasil, respectivamente.
Considerando as projeções de consumo de energia elétrica no Brasil, publicadas pelo
Operador Nacional do Sistema (ONS) [2] e pelo instituto de informações sobre energia dos
Estados Unidos (EIA) [4] ilustradas na Figura 3 e Figura 4, respectivamente; e as projeções
do PIB brasileiro, ilustrado pela Figura 5, pode-se notar a tendência para a necessidade da
ampliação da planta de geração de energia elétrica no Brasil.
Atualmente, existem muitas opções para suprir esse crescimento de demanda, entre
elas: (i) criação de novas unidades de geração convencional e; (ii) o uso de Geração de
Distribuída (GD).
A eletricidade é gerada em usinas que transformam uma fonte de energia primária em
energia elétrica. As unidades de geração convencionais, cujas fontes primárias podem ser
combustíveis fósseis, fissão nuclear ou hidrológica, normalmente formam a base da planta de
geração de energia elétrica de países.
19
Figura 1 Produto Interno Bruto do Brasil (Fonte: www.ipeadata.gov.br)
Figura 2 Consumo de Energia Elétrica no Brasil (Fonte: www.ipeadata.gov.br)
Uma importante desvantagem de usinas que utilizam como fonte primária os
combustíveis fósseis e a fissão nuclear são os impactos negativos ao meio ambiente, como o
efeito estufa causado pelo excesso de CO
2
na atmosfera e os resíduos nucleares. Além disso,
essas duas fontes primárias são finitas.
Grandes usinas hidroelétricas são uma boa alternativa comparada a usinas que utilizam
combustíveis fósseis ou fissão nuclear, pois não emitem C0
2
ou resíduos e utiliza fonte
primária infinita. No entanto, a construção de grandes usinas hidroelétricas causa grandes
alagamentos podendo provocar um forte impacto na fauna e flora local e problemas sociais
1976 1982 1988 1994 2000 2006
1.000.000
1.375.000
1.750.000
2.125.000
2.500.000
PIB (Milhões de R$ - 2006)
Ano
1976 1982 1988 1994 2000 2006
0
10.000
20.000
30.000
40.000
Consumo (GWh)
Ano
20
com a remoção dos moradores que são afetados pelo alagamento. Além disso, os potenciais
hidráulicos para a geração de energia elétrica estão se tornando cada vez mais raros, o que
leva a procura de locais remotos e de difícil acesso, levando a problemas com licenciamento
ambiental e da transmissão da potência elétrica para o sistema. Portanto, embora sua fonte
primária seja infinita, as usinas hidroelétricas possuem suas desvantagens e impactos
negativos ao meio ambiente.
Figura 3 Projeção de Consumo de Energia Elétrica no Brasil (Fonte: ONS [2])
Figura 4 Projeção de Consumo de Energia Elétrica no Brasil (Fonte: EIA [4])
401
420
440
462
489
0
100
200
300
400
500
600
2005 2006 2007 2008 2009
Ano
Bilhões de KWh
1.938.000
2.072.000
2.219.000
2.407.000
2.604.000
2.795.000
0
500.000
1.000.000
1.500.000
2.000.000
2.500.000
3.000.000
2005 2006 2007 2008 2009 2010
Ano
Bilhões de Reais
21
Uma alternativa nesse cenário é a utilização de GD. Não há um consenso em sua
definição. Algumas autoridades e autores a definem com base no nível de tensão no qual a
unidade de geração é conectada; outros se baseiam no princípio de que GD são conectadas em
circuitos nos quais as cargas consumidoras são supridas diretamente pela GD; há os que as
definem como unidades de geração que possuem características especiais como fonte primária
renovável ou coogeração; há ainda os que definem GD com base na capacidade máxima das
unidades de geração. No entanto, há praticamente um consenso geral de que unidades de GD
são sempre conectadas em sistemas de distribuição [5].
Figura 5 Projeções do PIB do Brasil (Fonte: www.ipeadata.gov.br)
O conceito de GD tem despertado interesse e a atenção política. Há cinco principais
fatores para essa tendência[6]-[8]: (i) Liberação do mercado de energia; (ii) Desenvolvimento
das tecnologias utilizadas em GD;(iii) Limitação de construção de novas linhas de
transmissão; (iv) Aumento de consumidores que necessitam fornecimento de energia
altamente confiável; (v) Preocupação com relação as mudanças climáticas. Além disso, o uso
de GD pode ser vantajoso para suprir a demanda em horas de pico, para suporte da rede em
situação de contingência, para uso combinado com centrais de aquecimento e para
aproveitamento de combustíveis de baixo custo como o gás metano liberado em aterros
sanitários.
Programas de incentivos para a geração de energia elétrica a partir de fontes primárias
renováveis e não poluentes têm sido realizados em nível nacional e internacional. Um
exemplo de programa nacional de incentivo é o PROINFA, executado pelo governo
brasileiro, sancionado pela Lei nº. 10.438 [9]. Na sua primeira fase prevê a compra de 1.100
MW de energia eólica pela ELETROBRÁS, que fornecerá contratos por 20 anos. Além disso,
1.938.000
2.072.000
2.219.000
2.407.000
2.604.000
2.795.000
0
500.000
1.000.000
1.500.000
2.000.000
2.500.000
3.000.000
2005 2006 2007 2008 2009 2010
Ano
Bilhões de Reais
22
prevê a expansão da oferta de energia elétrica de 1.192 MW através de Pequenas Centrais
Hidroelétricas (PCH) e 655 MW através de Pequenas Centrais Térmicas (PCT) a partir de
2007. A segunda fase do PROINFA prevê que 10% do consumo total de energia elétrica do
Brasil serão de fontes alternativas, até 2014. Essa fase também prevê a instalação de
aproximadamente 4.150 MW de energia eólica. Com isso, existe a intenção de diversificar a
matriz energética brasileira, que é basicamente formada por hidroelétricas, e configurar um
cenário de GD. O PROINFA também prevê a regulamentação do preço da energia eólica.
Internacionalmente, já estão em vigor acordos que incentivam a geração de energia
elétrica por fontes renováveis menos poluentes, como por exemplo, o protocolo de Kyoto, que
estabelece metas de redução de emissões dos chamados gases estufa [10][11]. Pelo acordo, os
países industrializados devem reduzir suas emissões em 5,2% com relação aos níveis
observados em 1990. Foi criado ainda o chamado Mecanismo de Desenvolvimento Limpo
(MDL) e o Mercado Internacional de Crédito de Carbono, que possibilita aos países que não
atingirem as metas de redução de emissão de gases adquirirem créditos de carbono dos países
não obrigados a reduzir emissões [11]. Todos esses mecanismos desenvolveram um
importante instrumento de incentivo às fontes alternativas de energia, especialmente a eólica.
O vento tem sido utilizado largamente como fonte primária em unidades de GD.
Turbinas eólicas convertem a energia cinética associada ao vento em energia elétrica. As
vantagens de se utilizar o vento é que ele é uma fonte de energia primária infinita e produz
poucos impactos ambientais. A energia necessária para a produção de uma turbina eólica é
gerada em forma de energia elétrica em poucos meses de funcionamento, de tal forma que o
balanço de energia em um ciclo de vida de uma turbina eólica é largamente positivo [12].
Além disso, o avanço tecnológico das turbinas eólicas as tornou economicamente
competitivas comparadas com as outras formas alternativas de geração de energia[13],
conforme pode ser visto na Tabela 1.
Tabela 1 Custos das fontes primárias renováveis
Fonte Custo de Instalação
(US$/kWh)
Fator de Capacidade
(%)
Custo de Geração
(US$/MWh)
Eólica 900 a 1.400 25 a 45 50 a 95
Biomassa 700 a 1.000 45 a 85 45 a 105
PCH 700 a 1.200 40 a 70 35 a 145
Solar Fotovoltaica 6.000 a 10.000 18 a 22 500 a 1.160
Fonte: Atlas Eólico: Rio Grande do Sul [13]
23
Tradicionalmente, sistemas de distribuição de potência são configurados em estruturas
radiais. Potência e corrente de curto-circuito fluem em uma única direção, saindo das
subestações de distribuição. A maioria das proteções, monitoramento e equipamentos para
controle são projetados baseados nessa configuração. Portanto, sistemas de distribuição não
foram projetados para receber unidades de GD e aspectos como proteção, estabilidade,
estrutura do mercado de energia e custos envolvidos na adaptação desses sistemas dão origem
a situações as quais podem trazer dificuldades e barreiras técnicas para a inserção das
mesmas. Dessa forma, o estudo dos aspectos da conexão de unidades de GD a redes de
distribuição é de extrema relevância, para que a inserção de energia elétrica nesses sistemas
seja de forma segura e com qualidade.
Entre estes aspectos de conexão que devem ser considerados se destacam: (i)
Qualidade de Energia; (ii) Proteção; (iii) Estabilidade e; (iv) Mercado de Energia.
Basicamente, essa dissertação abordará dois aspectos da conexão de GD operando com
turbinas eólicas em redes de distribuição: qualidade de energia e proteção.
1.1 Objetivos da Dissertação
Essa dissertação apresenta como objetivo geral a abordagem de dois aspectos da
conexão de GD operando com turbinas eólicas em rede de distribuição: qualidade de energia e
proteção.
Devido a características econômicas e técnicas, os geradores e conversores usados em
turbinas eólicas são projetados para operar em baixa tensão (menor do que 1 kV). Como
conseqüência, altos níveis de corrente, geralmente atingindo unidades de kA, devem ser
processados, o que pode resultar em problemas em termos tamanho de filtro e emissão de
harmônicas de corrente e tensão. Conversores com pernas em paralelo são abordados na
primeira parte dessa dissertação e podem ser usados com a finalidade de minimização do
conteúdo harmônico das correntes de saída da unidade de GD e maximização das curvas de
capabilidade do conversor.
Um aspecto de proteção que deve ser levado em consideração quando uma unidade de
GD é conectada a uma rede de distribuição é o chamado ilhamento. Ilhamento é a condição na
24
qual uma seção da rede incluindo uma ou mais unidades de GD é desconectada da rede
principal e durante o período de desconexão, a unidade de GD continua a suprir potência ativa
e reativa à carga local com níveis de tensão e freqüência dentro dos níveis aceitáveis
estipulados na seção da rede. O procedimento usual de operadores de rede é a desconexão da
unidade de GD da seção ilhada. Assim, um Método de Detecção de Ilhamento (MDI) deve
fazer parte do sistema de proteção de unidades de GD. Esse MDI deve ser estável quando a
unidade de GD está conectada a rede principal e instável quando ocorre a condição de
ilhamento. Portanto, a análise de estabilidade dos MDI é de grande relevância. A segunda
parte dessa dissertação tem como objetivo a análise de estabilidade de um MDI.
Como objetivos específicos da análise de conversores com pernas em paralelo, têm-se:
(i) Determinação das curvas de Capabilidade de Conversores;
(ii) Desenvolvimento do conceito de conversores com pernas em paralelo;
(iii) Desenvolvimento de uma metodologia sistemática de cálculo do indutor de
filtros indutivos aplicados em conversores com pernas em paralelo;
(iv) Simulação de conversor com pernas em paralelo operando conectado em rede
de distribuição;
(v) Implementação de uma plataforma experimental para validar o controle e a
modulação proposta para conversores com pernas em paralelo.
Como objetivos específicos da análise de estabilidade do MDI, têm-se:
(i) Identificação dos principais MDI;
(ii) Escolha de um MDI para a análise de estabilidade;
(iii) Desenvolvimento do modelo dinâmico do sistema contendo a GD, sistema de
distribuição, carga local e o MDI escolhido;
(iv) A análise de estabilidade de GD inserida em cenário passível de ilhamento
operando com e sem o MDI, utilizando-se o critério de estabilidade de Nyquist;
(v) Implementação de método de sincronismo de tensão para a conexão da GD
com a rede de distribuição;
(vi) Simulação do sistema de GD inserida em cenário passível de ilhamento para
verificação da análise de estabilidade proposta;
(vii) Implementação de uma plataforma experimental para validar a análise de
estabilidade proposta.
25
1.2 Organização da Dissertação
No capítulo 1 são introduzidos os aspectos que levaram aos estudos realizados nessa
dissertação bem como as justificativas dos assuntos abordados.
O capítulo 2 apresenta o conversor com pernas em paralelo, que possui como
finalidade a minimização do conteúdo harmônico das correntes de saída, o aumento da
capabilidade de potência do conversor e, a viabilidade do uso de filtro de saída fortemente
indutivo em aplicações de altas correntes. São abordados os requisitos básicos de potência
ativa e reativa para a conexão de unidades de GD em redes de distribuição e normas que
tratam de harmônicos em GD. Além disso, é derivada uma metodologia sistemática de cálculo
do indutor de filtros indutivos aplicados a esse tipo de conversor. Ao final do capítulo, são
apresentados os resultados de simulação e experimentais.
A dissertação apresenta o capítulo 3 que realiza uma análise de estabilidade de cenário
passível de ilhamento não-intencional para a verificação de desempenho de MDI. São
derivados os modelos dinâmicos envolvidos na análise. Adicionalmente, é abordado o método
de sincronismo de tensão utilizado para viabilizar a conexão da GD a rede.
Finalmente, são apresentados os resultados experimentais, as conclusões gerais do
trabalho bem como as propostas para trabalhos futuros.
1.3 Publicações durante o período de realização do mestrado
Durante o desenvolvimento desse trabalho, foram publicados artigos internacionais
com relação aos assuntos abordados nessa dissertação. O capítulo 2 dessa dissertação resultou
em quatro artigos enquanto que o capítulo 3 resultou em um artigo, todos já publicados.
Os artigos resultantes do capítulo 2 são: (i) Multi-Leg Voltage Source Converter for
Grid Connected Wind Turbines, publicado no International Conference on Clean
Electrical Power (ICCEP’07), Itália; (ii) A Comparison of High Power Multi-Leg Voltage
Fed Converters Modulated by Space Vector and Geometric Approach, publicado no
Industry Applications Society (IAS’2007), EUA; (iii) Space Vector Modulation Extended to
26
Voltage Source Converters With Multiple Legs in Parallel, publicado no 12th European
Conference on Power Electronics and Applications (EPE’2007), Dinamarca; (iv)
Determination of the Impact of Wind Power Generation on the Steady-State Voltage
Stability of Distribution Systems, publicado no Congresso Brasileiro de Eletrônica de
Potência (COBEP’07), Brasil.
O artigo resultante do capítulo 3 possui o título Stability Analysis of Anti-Islanding
Protection Based in Positive Feedback Technique, publicado no Congresso Brasileiro de
Eletrônica de Potência (COBEP’07), Brasil.
Ainda como atividade durante a elaboração deste trabalho, participou-se de projeto de
pesquisa e desenvolvimento do Grupo de Eletrônica de Potência e Controle (GEPOC) dessa
universidade em parceria com a Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica
(CEEE-D) que resultou os seguintes relatórios técnicos: (i) Análise das Principais
Tecnologias Utilizadas em Geração Eólica, Março de 2006; (ii) Análise dos Modelos
Dinâmicos Utilizados para Estudos da Estabilidade de Geração Eólica, Julho de 2006;
(iii) Análise das Ferramentas Computacionais Disponíveis, Janeiro de 2007; (iv)
Metodologia para Análise dos Estudos de Fluxo de Potência, Estabilidade e Curto-
Circuito, Julho de 2007.
Capítulo 2
CONVERSOR COM PERNAS EM PARALELO
2.1 Introdução
A demanda de energia elétrica está crescendo fortemente nas últimas décadas. As
previsões no mundo para o ano 2030 é duas vezes o consumo contabilizado em 2003 [4].
Existem muitas opções para atender essa demanda, entre elas se destaca o uso de Geração
Distribuída (GD). Os fatores de apelo para uso de GD são [8]: (i) as unidades de GD
localizam-se próximas aos consumidores, de tal modo que perdas e custos com linhas de
distribuição e transmissão são reduzidos ou até mesmo evitados, caso a energia produzida seja
consumida no local da geração; (ii) os locais para pequenas unidades de geração são mais
abundantes e; (iii) a liberação do mercado de eletricidade contribui para a criação de
oportunidades para novos empreendedores no setor de geração de energia elétrica.
O vento tem sido escolhido como fonte primária de energia alternativa para GD
devido à geração eólica possuir custos competitivos, requer pouco tempo de implantação e
causar pequenos impactos ambientais [14]. Como resultado, pode-se notar o crescimento da
capacidade de geração eólica no mundo, como pode ser observado na Figura 6.
Figura 6 Capacidade instalada cumulativa mundial de geração eólica
[15]
4.800
6.100
7.600
10.200
13.600
17.400
23.900
31.100
39.431
47.620
59.091
74.223
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
80.000
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Ano
Capacidade Instalada (MW)
28
Ao analisar a evolução das turbinas eólicas nos últimos vinte anos, verifica-se uma
tendência de crescimento de suas potências nominais. Esta tendência é impulsionada pela
redução dos custos finais da potência gerada pelo vento [16]. Como resultado, a potência
nominal individual de turbinas eólicas modernas pode exceder os 6 MW.
As turbinas eólicas modernas, normalmente, são compostas por conversores estáticos
entre o gerador e a rede, pois desse modo, o gerador e a turbina podem operar com velocidade
variável, viabilizando, dessa forma, um melhor aproveitamento da energia disponibilizada no
vento em comparação com a operação com velocidade fixa [17].
Devido a aspectos econômicos e técnicos, os geradores e conversores dessa classe de
turbina eólica são projetados para operar em baixa tensão (menor do que 1kV) [18]. Como
conseqüência, altos níveis de corrente, geralmente atingindo unidades de kA, devem ser
processados, o que pode resultar em problemas em termos de seleção de dispositivos
semicondutores, tamanho de filtro e emissão de harmônicas de corrente e tensão.
Turbinas eólicas com conversores podem gerar harmônicas de tensão no ponto de
conexão comum (PCC). Essas harmônicas podem causar sobre aquecimento dos
transformadores de distribuição, mau funcionamento de equipamentos eletrônicos e
interferência em sistemas de telecomunicações [19]. Para evitar a degradação da qualidade da
energia de sistemas de potência, operadores de rede geralmente solicitam requisitos para a
conexão de GD em seus sistemas, como limites de harmônicos e controle do fator de potência.
Portanto, um apropriado projeto do filtro de saída deve ser considerado de modo a garantir
que turbinas eólicas operem dentro dos limites requisitados.
As duas topologias mais populares de filtros de alta freqüência, utilizados para atenuar
harmônicas geradas pela modulação PWM em conversores de tensão conectados a rede, são
os filtros L e LCL.
Em [77][20], o uso de filtros LCL demonstraram um bom compromisso entre
desempenho e tamanho do filtro. No entanto, a degradação da condição de estabilidade devido
a ressonâncias resultantes da interação entre filtro, impedância da rede e os controladores de
corrente, é uma dificuldade que deve ser tratada com cuidado, especialmente considerando a
incerteza da impedância da rede no PCC.
Nesse trabalho, é demonstrado que um bom desempenho em termos de distorções
harmônicas de corrente pode ser obtido usando-se filtros fortemente indutivos, que evitam as
ressonâncias. A principal desvantagem deste tipo de filtro é o alto consumo de energia reativa,
quando usados nestes tipos de aplicações. Esta desvantagem pode ser superada com o uso de
conversores com pernas em paralelo ou conversores em paralelo. Os fatores que destacam o
29
uso destes tipos de conversores são: (i) divisão da corrente entre os dispositivos de
comutação; (ii) redução das distorções harmônicas e, conseqüentemente, a redução da
reatância do filtro de saída, e; (iii) aumento da capacidade total de processamento.
Quando pernas de conversores ou conversores são colocadas em paralelo, algumas
particularidades devem ser levadas em consideração. Por exemplo, os controladores devem
garantir que cada unidade ou perna do conversor processe uma parte igual da potência total.
Além disso, correntes circulantes entre conversores ou pernas em paralelo devem ser evitadas
ou controladas. Mesmo assim, a sua utilização se torna vantajosa quando usado em aplicações
com altos níveis de corrente.
Ao se colocar conversores alimentados em tensão em paralelo, ao menos um dos
seguintes tipos de paralelismo é usado: (i) paralelismo de dispositivos semicondutores de
potência [21]-[22]; (ii) paralelismo de pernas de conversores, e (iii) paralelismo de unidades
de conversores autônomas [23]-[24].
Embora o primeiro tipo de paralelismo possa reduzir a quantidade de circuitos de
disparo, diferenças entre dispositivos semicondutores de potência podem levar a perdas
adicionais de condução e comutação.
O segundo tipo de paralelismo, que é colocar pernas do conversor em paralelo, torna
viável o aumento da capacidade de corrente total, bem como a diminuição do conteúdo
harmônico na saída. É importante frisar que um mecanismo de divisão de corrente deve ser
incluído para garantir distribuição igual de corrente entre as pernas colocadas em paralelo.
Reatores estão sendo considerados com esse intuito [25]-[26]. No entanto, limitam somente as
componentes de alta freqüência, permitindo a circulação de correntes de baixa freqüência, as
quais são resultado das inevitáveis diferenças construtivas entre os dispositivos de comutação.
O terceiro tipo de paralelismo, que é colocar unidades de conversores autônomos em
paralelo, possui as características desejáveis de fácil expansão e modularidade. Em sua versão
não isolada, onde os lados CC e CA dos conversores são diretamente conectados, as correntes
circulantes entre os conversores devem ser limitadas, pois a conexão direta forma circuitos
para a circulação de correntes entre os módulos.
No segundo e no terceiro tipo de paralelismo não isolado, atenção é dada
principalmente no controle das correntes circulantes. O uso de uma estratégia de modulação
para cancelamento das harmônicas da saída não tem sido considerado. Neste trabalho, a
estratégia de modulação por abordagem geométrica apresentada em [26] foi estendida para
controlar conversores com pernas em paralelo ou conversores em paralelo.
30
Esta estratégia de modulação apresenta as seguintes vantagens: (i) permitir a redução
do conteúdo harmônico na saída através da técnica de intercalamento das portadoras [27]; (ii)
maximizar a utilização do barramento CC e; (iii) controlar as correntes circulantes.
O grau de liberdade desta estratégia de modulação, o qual é chamado de tensão de
“seqüência zero” (V
0
*
), é usado para maximizar o barramento CC bem como para controlar as
correntes circulantes das pernas em paralelo ou conversores em paralelo.
Esse capítulo apresenta conversores com pernas em paralelo apropriado para aplicação
em turbinas eólicas modernas e possui as seguintes características: (i) controle da divisão da
corrente entre as pernas de uma mesma fase; (ii) minimização das harmônicas de corrente e
do tamanho do filtro; (iii) possibilidade do controle das correntes circulantes, através de V
0
*
;
(iv) implementação simples com técnica de modulação consolidada.
As seções são organizadas como segue: A Seção 2.2 descreve os requisitos básicos dos
códigos de rede para a interconexão de GD e, são derivados os limites de capabilidade de
potência de conversores. A Seção 2.3 descreve o conversor com pernas em paralelo proposto
e seus controladores, enquanto a Seção 2.4 mostra a formulação do V
0
*
. Na Seção 2.5, é
descrito o projeto do filtro L para satisfazer os requisitos mínimos de harmônicos e a Seção
2.6 mostra os resultados de simulação para a validação desse projeto. Por fim, a Seção 2.7
mostra os resultados experimentais para validar o desempenho do conversor.
2.2 Requisitos Básicos e Limites de Capabilidade de Potência
No final dos anos 80, uma grande quantidade de proprietários de turbinas eólicas de
pequena capacidade da Europa faziam solicitações de conexão em redes de distribuição. Esse
fato impulsionou a criação de normas que tratam da conexão de GD em redes de distribuição,
como por exemplo, a Std IEEE 1001 [79]. No entanto, mesmo antes dos anos 80, operadores
de rede da Europa já possuíam suas próprias regras e padrões para a interconexão de geração
eólica as suas redes de distribuição [6]. O conjunto destas regras e padrões é conhecido
atualmente como código de rede.
Embora códigos de rede para GD operando com turbinas eólicas conectadas a rede
possuam algumas similaridades, eles diferem de país para país e também de concessionária
para concessionária. Em [28], os autores selecionaram seis códigos de rede de diferentes
países e resumiram os requisitos básicos. Os mais restringentes requisitos de conexão de
31
turbinas eólicas a rede foram descritos para as seguintes características: controle de tensão,
qualidade da tensão, requisitos de fator de potência, limitação de potência, freqüência e
cintilação. Os limites de operação de potência ativa e reativa, considerando os mais
restringentes requisitos dos seis países, resultaram na curva mostrada na Figura 7, que
representa uma curva de capabilidade. A região ilustrada pelo retângulo cinza nesta figura
pode ser alterada conforme acordo entre o proprietário da unidade de geração eólica e o
operador do sistema.
As turbinas eólicas que satisfazem essa curva de capabilidade devem possuir, no
mínimo, a capacidade indicada pelo contorno da curva. Por exemplo, se uma turbina eólica
que satisfaz esta curva de capabilidade estiver injetando sua potência nominal à rede, ela
deverá ser capaz, se requisitada, de injetar também cerca de 50% de sua capacidade nominal
em potencia reativa.
Figura 7 Requisitos mais restringentes para potência ativa e reativa
50%
40% 30% 20% 10% 0 10% 20% 30% 40% 50%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Potência
Ativa
Potência
Reativa
Exportação
Importação
32
As turbinas eólicas que operam além do contorno definido na Figura 7 satisfarão todos
os códigos de rede considerados na análise. A tensão do barramento CC, os dispositivos de
chaveamento de potência, bem como o filtro de saída deve ser selecionada para satisfazer os
requisitos de potência ativa e reativa [29]. Na seção seguinte, esses itens são analisados em
detalhes.
2.2.1 Limites de Capabilidade de Potência de Conversores
Considere um sistema de geração conectado em um ponto na rede através de um
conversor de tensão. A Figura 8 representa o circuito equivalente para esse cenário. Para a
análise proposta, o conversor de tensão será considerado um gerador de tensão fundamental,
isto é, as harmônicas geradas serão ignoradas. O módulo da reatância X é a soma do módulo
da reatância do filtro de saída do inversor com o módulo da reatância resultante da rede no
ponto de conexão. Tanto a resistência do filtro de saída quanto à resistência da rede foram
ignoradas. A rede em questão é representada pelo seu equivalente Thévenin.
Figura 8 Circuito Equivalente
A potência ativa e reativa no ponto de conexão com a rede pode ser equacionada
aplicando-se as Leis das Tensões de Kirchoff na malha da Figura 8. O fasor da corrente
I
pode ser considerado como
X
i
i
V
I
j
g
V
33
i
j
,
ig
VV
I
jX
−
=
(1)
onde:
i
θ
iii
VV= é o fasor da tensão do conversor
i
V é o módulo da tensão RMS da componente fundamental do conversor;
j
g
θ
gg
VV= é o fasor da tensão da rede equivalente
g
V
é o módulo da tensão RMS da componente fundamental da rede.
Considerando que
g
θ =0
, pode-se reescrever (1) como
cos(θ )sen(θ )
.
iiiig
VjVV
I
jX
+
−
=
(2)
Separando a componente real e imaginária do numerador de (2)
cos(θ )
sen(θ )
iig
ii
VV
V
Ij
jX jX
−
=+=
( cos(θ ))
sen(θ )
.
gi i
ii
VV
V
j
XX
−
=+
(3)
Sabendo que a potência aparente no ponto de conexão com a rede é dada por
j
.
g
SIV=
J
G
,
(4)
onde
I
é o conjugado de
I
, pode-se afirmar que
2
.sen(θ )[ .cos(θ )]
gi i g gi i
VV V VV
Sj
X
X
−
=−
JG
.
(5)
A equação (5) pode ser representada pela potência ativa (P) e potência reativa (Q) da
seguinte forma:
34
.SPjQ=+
J
G
(6)
Portanto, a potência ativa pode ser definida como
.sen(θ )
g
ii
VV
P
X
=
(7)
e a potência reativa como
2
.cos(θ )
g
iig
VV V
Q
X
−
=
.
(8)
Ao analisar as equações (7) e (8), pode-se notar que existe um fator comum
multiplicado por seno e cosseno, respectivamente. Essa relação permite a representação destas
equações no plano PxQ, como mostra a Figura 9, considerando um sistema trifásico. Note
nessa figura que a variação de θ
i
(de 0 até 2π) forma o lócus de potência ativa e reativa
através de circunferência com equação dada por:
2
2
2
2
3.
3.
,
g
g
i
V
V
P
V
Q
X
X
⎛⎞
⎛⎞
+=
+
⎜⎟
⎜⎟
⎝⎠
⎝⎠
(9)
de centro C e raio R dados por:
2
3
,0
g
V
C
X
⎛⎞
−
=
⎜⎟
⎝⎠
(10)
3
.
g
i
V
R
V
X
=
(11)
O lócus de potência ativa e reativa representa a curva de capabilidade de potência de
conversor conectado à rede sem levar em consideração a limitação de corrente dos
dispositivos de comutação.
35
Figura 9 Limites de Capabilidade de P e Q de conversores com
g
θ =0
Levando-se em consideração os limites de P e Q definidos por (7) e (8) e pelo lócus da
Figura 9, pode-se afirmar que conversores conectados a rede são limitados, em termos de
potência entregue à rede, pelo nível de tensão do barramento CC (
cc
V ) e pelo índice de
modulação, que limitam a tensão de saída do conversor
i
i
V
; pela reatância do filtro de saída
X
e; pela tensão da rede
j
g
V . A Figura 10 mostra a relação entre
i
V e
cc
V .
Figura 10 Relação entre a tensão de saída do inversor (Vi) e
Q
P
g
V
X
2
−3
g
i
V
V
X
3
θ
i
im
Índice de
Modulação
[0,1]
Tensão de pico de
linha de saída do
conversor
1
2
1
3
()
R
MS
il l
V
−
()
p
il l
V
−
Tensão RMS de
linha de saída do
conversor
()
R
MS
il g
V
−
Tensão RMS de
fase de saída do
conversor
cc
V
36
Na próxima seção, esses limitantes serão ilustrados, bem como o limite térmico dos
dispositivos de chaveamento do conversor.
2.2.1.1 Limite Térmico dos Dispositivos de Comutação
A operação de dispositivos de comutação de potência resulta em perdas por condução,
as quais são proporcionais a corrente e a tensão de saturação quando em estado ligado.
Portanto, para uma dada tensão de saída, a potência de saída é limitada pela máxima corrente
suportada pelo dispositivo de comutação (
I
lim
). A capacidade térmica de conversores trifásicos
impõe limites na região de operação no plano
PxQ da Figura 9, que podem ser expressados
por:
(
)
2
22
3. .
glim
VI
PQ+=
(12)
A Figura 11 mostra os limites de
P e Q de um conversor trifásico conectado a rede
com a corrente dos dispositivos de comutação limitada a 1,2 p.u.
lim
I
=
e
g
V
variando de 0,2
p.u. a 1,2 p.u.. e a curva com os requisitos mais restringentes para potência ativa e reativa
mostrada na Figura 7. Pode-se notar que à medida
g
V
aumenta, maior se torna a capacidade
de transferência de potência ativa e reativa.
37
Figura 11 Limites de P e Q em função de
g
V
2.2.1.2 Limite de Potência devido à
cc
V
Os limites dos pontos de operação do conversor conectado a rede são função de
g
V
, X
e
i
V . Como
i
V é proporcional ao índice de modulação e
cc
V , P e Q são limitadas por
cc
V . Na
Figura 12 são analisados os limites de operação de um conversor trifásico conectado a rede
quando
cc
V é mudada. Considerou-se
1, 0 p.u.
g
V
=
, X=0,5 p.u. e 1,0 p.u.
i
V
=
até 1,5 p.u.
i
V =
-1,5
-1
-0,5
0
0,5 1 1,5
-1,5
-1
-0,5
0
0,5
1
1,5
P (p.u.)
Q (p.u.)
0,2 p.u.
0,4 p.u.
0,6 p.u.
0,8 p.u.
1,0 p.u.
1,2 p.u.
38
Figura 12 Limites de P e Q em função de
i
V
2.2.1.3 Limite devido a Reatância de Saída do Conversor
Similarmente a
cc
V , a reatância de saída do conversor limita os pontos de operação no
plano de
PxQ. À medida que X aumenta, os limites de operação do conversor diminuem. A
Figura 13 mostra os limites de operação com diferentes valores da reatância na saída do
conversor.
g
V
e
i
V permanecem constantes em 1,0 p.u. e 1,2 p.u., respectivamente, enquanto
X é variada de 0,3 p.u. até 1,0 p.u..
V
i,
= 1 0 p.u.
V
i,
= 1 5 p.u.
P (p.u.)
Q (p.u.)
,
,
,
,
,
,
,
,
,,
,
,
,
,
39
Figura 13 Limites de P e Q em função de X
Ao analisar esta figura, é possível concluir que a reatância do filtro do conversor mais
a reatância no PCC deve ser menor que 0,4 p.u. para as condições consideradas. Com um
conversor alimentado em tensão convencional, será difícil alcançar os requisitos de
harmônicos com filtros indutivos, devido ao alto consumo de potência reativa e aos requisitos
de potência impostos pelos códigos de rede. A próxima seção apresenta uma topologia que é
candidata a superar esta limitação.
2.3 Conversor Trifásico com Pernas em Paralelo
Conversores paralelos conectados em um mesmo barramento CC, sem
transformadores isoladores no lado CA, são aplicados em fontes ininterruptas de energia
-8 -7,5 -7 -6,5 -6 -5,5 -5 -4,5 -4 -3,5 -3 -2,5 -2 -1,5 -1 -0,5
0
0,5 1 1,5
-4
-3,5
-3
-2,5
-2
-1,5
-1
-0,5
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
Q (p.u.)
P (p.u.)
X=0,3 p.u.
X=1,0 p.u.
40
(UPS), equipamento para acionamento de motores, fontes de corrente contínua, sistemas
fotovoltaicos e eólicos [19][30][31][34].
As investigações de conversores trifásicos paralelos têm sido consideradas como um
problema de conversores modulares interconectados, como mostrados na Figura 14.
Normalmente, o problema abordado nesse tipo de abordagem é o das correntes circulantes
entre os módulos de conversores em paralelo.
Figura 14 Conversores paralelos convencionais
A análise realizada nesta dissertação é diferente, pois trata cada conversor com filtro
L
da Figura 14 como construído com pernas em paralelo, como mostrado na Figura 15.
Entre as vantagens dessa análise é a possibilidade de cancelamento das harmônicas de
saída, e, conseqüentemente, a redução da reatância do filtro de saída com uma apropriada
estratégia de modulação. Essa análise possibilita o uso de filtros fortemente indutivos que
evitam a degradação da estabilidade devido a ressonâncias, as quais são resultados da
interação entre filtro de saída, impedância da rede e os controladores de corrente. Como a
capacitância (
C) é pequena, a freqüência de ressonância do circuito LCL, formado pelo filtro
de saída e rede, é alta e está fora da banda passante dos controladores de corrente.
Conversor 1
Conversor
2
. . .
. . .
. . .
. . .
Conversor m
V
cc
+
-
i
a1
L
a
L
b
i
b1
i
c1
i
a2
i
b2
i
c1
L
c
i
am
i
bm
i
cm
C
Grid
41
Figura 15 Diagrama de blocos do controle do conversor com pernas em paralelos
O método de controle do conversor com pernas em paralelo é baseado em uma malha
externa, que controla as correntes totais do conversor, e malhas internas que controlam a
divisão de corrente das pernas em paralelo de mesma fase. O diagrama de blocos do sistema
de controle é mostrado na Figura 15. O controle da divisão de corrente entre as pernas em
paralelo é feito com 3
m-3 controladores Proporcional-Integral (PI), onde m é o número de
pernas por fase. Uma perna por fase não participa ativamente do controle da divisão das
PI
-
+
+
+
i
a1
i
am-
1
i
am
1
m
i
am-1
i
am
i
a1
i
bm-1
i
bm
i
b1
i
cn-1
i
cn
i
c1
+
+
+
i
am-1
i
am
i
a1
i
a
V
ag
PI
-
+
+
+
u
pwm1
u
pwmm-1
u
pwmm
Controladores de
divisão de correntes
Fase a
j=m-1
j=1
Portadoras – Fase a
p=m
p=m-1
p=1
Controladores das
correntes totais
j=m
j=m-1
j=1
i
b1
i
bm-1
i
bm
j=m
j=m-1
j=1
j=m
j=m-1
j=1
i
c1
i
cm-1
i
cm
V
ag
L
c
L
b
L
a
i
c
i
b
Modulação
por
aproximação
geométrica
i
q
*
V
0
*
V
bg
V
cg
i
d
*
PI
PI
dq
dq
abc
+
+
--
i
d
i
q
αβ
*
α
V
*
β
V
i
a
i
b
i
c
i
a
42
correntes devido ao fato que o restante da corrente total da fase é igual à parcela de corrente
que deve fluir através dessa perna.
A técnica usada para cancelar as harmônicas de saída é o intercalamento das
portadoras das pernas de mesma fase. Em [35], os autores enumeraram três tipos de
intercalamento. A distribuição de todas as portadoras alternativamente em oposição
(disposição APO), como mostrado na Figura 16, é usada na modulação.
Figura 16 Disposição APO das portadoras para m=3
Para a modulação dos sinais de controle
*
α
V
e
*
β
V
, uma técnica chamada de modulação
por abordagem geométrica foi usada [26]. Nesta estratégia de modulação, existe um grau de
liberdade, o qual é chamado de tensão de “seqüência zero” (
V
0
*
), que pode ser ajustado para
maximizar a tensão do barramento CC. A formulação de
V
0
*
é apresentada na próxima seção.
2.4 Obtenção da Tensão de Seqüência Zero V
0
*
Na modulação por abordagem geométrica é usada uma transformação que relaciona o
espaço das tensões de saída com o espaço das tensões das pernas do inversor. A
transformação com potência invariante “
α
-
β
” é usada nesta seção para esse propósito, a qual
é expressa como:
43
0
.T ,
α an an
β bn αβ bn
cn cn
VVV
VVV
VVV
0
11
⎡⎤
1− −
⎢⎥
22
⎡
⎤⎡⎤⎡⎤
⎢⎥
⎢
⎥⎢⎥⎢⎥
2
33
==
⎢⎥
0−
⎢
⎥⎢⎥⎢⎥
3
22
⎢⎥
⎢
⎥⎢⎥⎢⎥
⎣
⎦⎣⎦⎣⎦
⎢⎥
11 1
⎢⎥
22 2
⎣⎦
(13)
onde
an
V ,
bn
V e
cn
V são as tensões de fase de saída;
α
V ,
β
V
e V
0
são as tensões de fase
projetadas no plano “
α
-
β
”.
A inversa da matriz
T
αβ 0
pode ser usada para a obtenção dos valores de modulação das
pernas a partir dos valores desejados
***
αβ
VVV
0
⎡
⎤
⎣
⎦
, resultando em:
*
*
*
T
;
ag
α
bg αβ
β
cg
V
V
V
V
V
V
−1
0
0
⎡
⎤
⎡⎤
⎢
⎥
⎢⎥
=
⎡⎤
⎣⎦
⎢
⎥
⎢⎥
⎢
⎥
⎢⎥
⎣⎦
⎣
⎦
(14)
*
*
*
,
ag
α
bg
β
cg
V
V
V
V
V
V
0
⎡⎤
21
0
3
⎢⎥
3
⎡
⎤⎡⎤
⎢⎥
⎢
⎥⎢⎥
111
−
=
⎢⎥
⎢
⎥
⎢⎥
623
⎢⎥
⎢
⎥
⎢⎥
⎣⎦
⎣
⎦
⎢⎥
1−1 1
−
⎢⎥
623
⎣⎦
(15)
onde
ag
V
,
bg
V
e
cg
V
são as tensões das pernas.
Os valores das tensões das pernas normalizadas com relação
cc
V estão entre 0 e 1,
então:
ag
bg
cg
V
V
V
0
<<1
0
<<1
0
<<1
(16)
De (15), pode-se afirmar que
44
**
***
***
ag α
bg αβ
cg αβ
VVV
VVVV
VVVV
0
0
0
21
=+
3
3
111
=− + +
6
23
111
=− − +
6
23
(17)
Então, as seguintes inequações podem ser escritas:
** * *
** * *
*** * **
*** * **
*** * **
*
i)
ii)
iii)
iv)
v)
vi)
αα
αα
αβ αβ
αβ αβ
αβ αβ
α
VV V V
VV V V
VVV VVV
VVV V VV
VVV V VV
V
00
00
00
00
00
12
+<0→>−2
3
3
12
+<1→<3−2
3
3
111 1 3
−++>0→>−
2
623 2
111 1 3
−++<1→<3+−
2
623 2
111 1 3
−−+>0→>+
2
623 2
11
−−
6
** * **
β
αβ
VV V VV
00
113
+<1→<3++
2
23 2
(18)
Definindo,
*****
12 3
C; C ; C ,
ααβαβ
VVVVV
13 13
=− 2 = − = +
22
22
(19)
os limites de
V
0
*
são dados por:
*
*
max{ , , }
min{ , , }.
VCCC
VCCC
0123
0123
>
<3+
(20)
Portanto,
V
0
*
deve estar na região entre os limites de (20). Nessa dissertação, V
0
*
foi definido
como:
45
*
(max{ , , }) ( min{ , , })
.
CCC CCC
V
123 123
0
+3+
=
2
(21)
A Figura 17 mostra os limites dados em (21),
*
α
V
,
*
β
V
e
*
V
0
.
Figura 17 Definição de V
0
*
2.5 Projeto do Filtro L
O projeto do filtro L é baseado nos níveis máximos de harmônicas de corrente
especificados e no espectro do fator de distorção para filtro de primeira-ordem. Para o projeto
do filtro, os capacitores foram desprezados, porém eles podem ser adicionados para pequenos
ajustes.
Para cada fase, a soma das correntes de todas as pernas é dada por:
,
cc
x
hh
V
iFD
πfL
=
6
(22)
46
onde
f é a freqüência da rede, h é a ordem da harmônica e x representa as fases a, b e c.
h
FD é
o fator de distorção para atenuação de primeira ordem, que é dado por:
1
(2 )
,
m
aih bih cih
h
i
uuu
DF
h
=
−−
=
∑
(23)
onde
u representa a tensão de fase da perna i normalizada com relação a V
cc
. Para o projeto do
filtro
L, definiu-se um fator de atenuação, dado por:
,
p
p
p
l
α
F
D
=
(24)
onde
l é o nível de harmônicas de corrente permitido, geralmente obtido de normas, e o
subscrito
p é a ordem da harmônica de corrente onde o maior fator de atenuação é obtido.
Para satisfazer o nível
p
l
, a corrente de ordem harmônica h=p deve ser:
1
.
x
ppx
ili
≤
(25)
Finalmente, a indutância do filtro é dada por:
1
.
6
cc
x
p
V
L
πfi α
≥
(26)
Com o intuito de mostrar o projeto de filtro
L, foram considerados dois conversor de
potência nominal de 1 MW, sendo o primeiro com uma perna por fase e o segundo com três
pernas por fase, ambos com
cc
V de 800 V. A freqüência de comutação dos dispositivos do
conversor foi escolhida de tal forma que as perdas por condução e por comutação sejam
iguais. Os níveis de harmônicos de corrente considerados são especificados na
Std IEEE 1547
[68] que estabelece especificações e requisitos técnicos para a conexão de GD com potência
máxima agregada de 10 MW. Esses níveis máximos são mostrados na Tabela 2.
47
Tabela 2 Níveis de harmônicos de corrente
Harmônica
individual de
ordem h
h<11 11≤h<17 17≤h<23 25≤h<35 h≥35
Porcentagem
(%)
4,0 2,0 1,5 0,6 0,3
Fonte: Std IEEE 1547 [68]
2.5.1 Conversor com uma Perna por Fase
Para o conversor com uma perna por fase e
cc
V de 800 V, um dispositivo de
comutação do tipo IGBT de 2400 A/1700 V foi selecionado. A freqüência de chaveamento
resultante é de aproximadamente 2,8 kHz e as perdas por condução e comutações são por
volta de 1300 W para cada dispositivo de comutação. A Figura 18 mostra a ampliação em
volta da harmônica
h=p=45, do espectro de FD da qual é possível definir o valor do fator de
atenuação:
45
0,3
.
1
α =
(27)
Para atender os requisitos de harmônicas de corrente da
Std IEEE 1547, a menor
indutância do filtro de saída deve ser:
1
1,163 H.Lm
=
(28)
A Figura 19 mostra os limites de
P e Q do conversor de 1 MW com uma perna por
fase e filtro de saída
1
L com
1, 0 p.u.
g
V =
e 1,48 p.u.
i
V
=
, e, os requisitos mais restringentes
de
P e Q mostrados na Figura 7. Observe que os limites de P e Q do conversor não atende os
requisitos mais restringentes. A indutância
1
L
resultou em uma reatância de cerca de 4,0 p.u.
para uma base de 380 V, 1 MW e freqüência de operação de 60 Hz.
48
Figura 18 Detalhe em volta do harmônico h=p=45 do espectro do FD para m=1
A energia reativa associada a
1
L com a corrente nominal do conversor (I
r
) é:
2
11
1
1335 J.
2
r
ULI==
(29)
Figura 19 Limites de P e Q para
1
1,163 HLm
=
49
2.5.2 Conversor com três Pernas por Fase
Para o conversor com três pernas por fase e
cc
V de 800 V, um dispositivo de
comutação do tipo IGBT de 800 A/1700 V foi selecionado. A freqüência de chaveamento
resultante é por volta de 2,8 kHz e as perdas por condução e chaveamento são
aproximadamente 600 W em cada dispositivo de comutação. A Figura 20 mostra a ampliação
do espectro de
FD nos arredores de h=p=137 da qual é possível definir o valor do fator de
atenuação:
137
0.3
0.28
α =
.
(30)
Considerando o mesmo conversor de 1 MW, porém com três pernas por fase, a
indutância do filtro de saída de cada perna será:
3
457 μHL
=
.
(31)
Como pode ser observado na Figura 21, os limites de
P e Q atenderam os requisitos
mais restringentes. A energia reativa associada a
3
L e I
r
é:
2
33
1
175 J
2
r
ULI==
.
(32)
A indutância
3
L resultou em uma reatância de cerca de 0,4 p.u. para uma base de 380
V, 1 MW e freqüência de operação de 60 Hz.
50
Figura 20 Detalhe em volta do harmônico h=p=137 do espectro do DF para m=3
Figura 21 Limites de P e Q para
3
457 μHL
=
.
2.6 Resultados de Simulação
Para validar a análise do conversor com pernas em paralelo e o projeto do filtro,
descritos neste capítulo, resultados de simulação de conversores trifásicos com duas e três
pernas em paralelo por fase serão mostrados.
51
O conversor com duas pernas em paralelo simulado possui as mesmas características
do conversor da plataforma experimental, que é usado para a obtenção dos resultados
experimentais. Sua potência nominal é de 3 kVA, operando com freqüência de chaveamento
de 4 kHz. A Figura 22 mostra as correntes das pernas 1 e 2 e a corrente total da fase
a. Nesta
figura pode ser notada a diminuição da ondulação da corrente total comparada com as
correntes das pernas. Isso é comprovado pelo espectro de freqüência da corrente total e da
corrente da perna 1 da fase
a, mostrado na Figura 23.
Figura 22 Resultado de Simulação – Correntes das pernas 1 e 2 e corrente total da fase a.
52
Figura 23 Resultado de Simulação – Espectro das correntes da perna 1 e
da corrente total de saída da fase a.
Para validar o projeto do filtro, resultados de simulação foram obtidos com conversor
de três pernas em cada fase e potência nominal de 1 MW,
V
cc
de 800 V e níveis máximos de
harmônicas de corrente especificados na
Std IEEE 1547. A freqüência de operação dos
dispositivos de comutação foi selecionada de tal forma que as perdas por condução e
comutação sejam iguais, resultando em 2,8 kHz
sw
f
=
. O valor da indutância do filtro de
saída é
3
457 μHL = , o que resulta em uma reatância de 0,4 p.u. para uma base de 380 V, 1
MW e freqüência de operação da rede de 60 Hz. Ao aumentar o número de pernas em
paralelo por fase, é possível reduzir a reatância total de saída.
A Figura 24 mostra as correntes das pernas 1, 2 e 3 e a corrente total da fase
a.
Observe que a corrente total possui uma menor ondulação comparada com as correntes das
pernas individuais.
O espectro da corrente total da fase
a (i
a
) é mostrado na Figura 25, validando o projeto
do filtro de acordo com os níveis máximo de harmônica de corrente especificados na
Std
IEEE 1547. O índice de distorção total de harmônicas (THD) resultante da corrente total da
53
fase a é de, aproximadamente, 0,6% enquanto que da corrente da perna 1 da fase a é de,
aproximadamente, 5,8%.
A Figura 26 apresenta o detalhe das correntes das pernas 1, 2 e 3 da fase
a, indicando
o cancelamento da ondulação entre as pernas
Figura 24 Resultado de Simulação – Correntes das pernas 1,2 e 3 e corrente total da fase a.
Figura 25 Resultado de Simulação – Espectro da corrente total da fase a e o nível máximo de harmônicas de
corrente da Std IEEE 1547.
54
Figura 26 Resultado de Simulação – Detalhe das correntes das pernas 1,2 e 3 da fase a.
2.7 Resultados Experimentais
Com o objetivo de validar a proposta do conversor com pernas em paralelo, resultados
experimentais são mostrados nesta seção. Um protótipo de laboratório de pequena escala
composto por um conversor trifásico de 3 kVA, três fios, com duas pernas em paralelo em
cada fase operando com
f
sw
de 4 kHz foi implementado, veja Figura 27 e Figura 28. A
modulação e os controladores foram implementados em um DSP TMS320F2812. O filtro de
saída de cada perna do conversor é composto por um indutor
2,25 HLm
=
.
A Figura 29 mostra padrão PWM das pernas 1 e 2 das fases
a e b. No padrão PWM da
tensão equivalente entre as fases
a e b na forma de onda mais abaixo, pode ser observado a
característica multinível da tensão de linha
v
ab
de saída
As Figuras 30 e 31 mostram as correntes das pernas 1 e 2 e a corrente total da fase
a. É
possível observar o cancelamento da ondulação entre as pernas em paralelo resultando em
uma redução no THD. A Figura 32 mostra o espectro das correntes da perna 1 e corrente total
da fase
a. Pode-se observar que o primeiro grupo de harmônicas nas correntes da perna 1 é
por volta da harmônica 67ª enquanto que na corrente total de saída é por volta da 133ª. Além
55
disso, o THD das correntes das pernas é de 25% e reduz para 6% na corrente total de saída da
fase
a.
Figura 27 Plataforma Experimental Vista Frontal.
Figura 28 Plataforma Experimental Vista Lateral.
56
Figura 29 Resultado Experimental - Padrão PWM nas pernas 1 e 2 das fases a e b e padrão PWM da tensão
equivalente entre as fases a e b.
Figura 30 Resultado Experimental - Correntes das pernas 1 e 2 e corrente total da fase a. Escala Vertical:
Corrente (2A/div). Escala Horizontal: Tempo (5ms/div).
u
a1
u
a2
u
b1
u
b2
u
abeq
57
Figura 31 Resultado Experimental - Correntes das pernas 1 e 2 e corrente total da fase a. Escala Vertical:
Corrente (2A/div). Escala Horizontal: Tempo (2ms/div).
Figura 32 Resultado Experimental – Espectro das correntes das pernas e da corrente total de saída da fase a.
58
2.8 Sumário
Esse capítulo descreveu uma nova abordagem de controle para conversores
alimentados em tensão, com pernas em paralelo, apropriado para aplicações em sistemas
eólicos modernos de alta capacidade.
Com o objetivo de demonstrar o aumento da capacidade de processamento de potência
com conversores com pernas em paralelo, foram derivadas as curvas de capabilidade de
conversores.
Além disso, o procedimento para projeto de filtro indutivo a partir do fator de
distorção e limites máximos de harmônicos de corrente foi elaborado.
Através da abordagem de conversores com pernas em paralelo, demonstrou-se que é
possível reduzir significativamente os requisitos de filtro. Isso permite o uso de filtros
fortemente indutivos que evitam ressonâncias, as quais são resultados da interação entre filtro,
impedância da rede e os controladores de corrente.
Adicionalmente, uma abordagem de controle para assegurar divisão igual de corrente
entre as pernas em paralelo é proposta.
A conexão em paralelo de conversores com múltiplas pernas em paralelo é possível
através da limitação das correntes circulantes, utilizando-se o grau de liberdade da tensão de
seqüência zero disponibilizado pela estratégia de modulação por abordagem geométrica
usada.
Capítulo 3
ANÁLISE DE ESTABILIDADE DE SISTEMA COM
MÉTODO DE DETECÇAO DE ILHAMENTO
3.1 Introdução
Por décadas, sistemas de distribuição foram projetados considerando que potência e
corrente fluem somente das subestações para a carga. Dessa forma, as proteções,
monitoramento e equipamentos para controle utilizados nesse tipo de sistema são limitados a
operar de forma unidirecional de fluxo de potência.
Recentemente, um novo conceito está emergindo no campo de geração de energia
elétrica, no qual as unidades de geração são normalmente de pequeno porte e conectadas de
forma não concentrada em sistemas de distribuição. Entre os aspectos que estimulam o
crescimento da inserção de unidades de GD aos sistemas de potência estão [8]: (i) Unidades
de GD normalmente estão próximas aos consumidores de tal forma que perdas e custos de
distribuição e transmissão são reduzidos ou até evitados; (ii) abundância de locais que
suportam unidades de geração de pequeno porte; (iv) Incentivos financeiros vindo de políticas
de proteção do meio-ambiente.
No entanto, devido ao fato de que sistemas de distribuição não foram projetados para
receber unidades de GD, aspectos como proteção, estabilidade, estrutura do mercado de
energia e outros dão origem a situações as quais podem trazer dificuldades e barreiras técnicas
na inserção de GD nesses sistemas. A situação denominada ilhamento está entre esses
obstáculos.
Ilhamento é a condição na qual uma seção da rede incluindo uma ou mais unidades de
GD é desconectada da rede principal e durante o período de desconexão, a GD continua a
suprir potência ativa e reativa à carga local com níveis de tensão e freqüência dentro dos
níveis aceitáveis estipulados na seção da rede. A Figura 33 mostra um cenário com condição
de ilhamento não-intencional.
60
Figura 33 Cenário com uma seção de rede em condição de ilhamento.
Ilhamento não-intencional é uma situação não desejada, pois pode resultar em
problemas de qualidade de energia, interferência nos dispositivos de proteção da rede, danos
tanto aos equipamentos da unidade de GD quanto da rede como conseqüência da reconexão
com a rede principal de forma não-sincronizada, bem como perigo para a equipe de
manutenção de redes [36][37]. Devido a essas implicações, a prática atualmente utilizada
pelas concessionárias e recomendada pelos manuais técnicos é desconectar todas as unidades
de GD que podem alimentar a seção ilhada [38]-[39]. Dessa forma, há a necessidade de algum
dispositivo ou equipamento que detecte a situação de ilhamento para que a unidade de GD
seja desconectada do sistema elétrico dentro do limite de tempo especificado.
A seguir serão abordados os diferentes tipos de MDI, bem como a justificativa do
MDI eleito para a análise de estabilidade. Na seção 3 serão abordadas as normas e códigos de
rede que tratam da situação de ilhamento. Na seção 4 serão descritas a unidade de GD, o
método de sincronização com a rede, a carga local e a rede, bem como o MDI escolhido. Na
seção 5 serão descritos os modelos dinâmicos e a análise de estabilidade do sistema com o
MDI empregando o critério de estabilidade de Nyquist. Na seção 6 são mostrados os
resultados de simulação enquanto que, na seção 6, serão mostrados os resultados
experimentais.
3.2 Mecanismos de Detecção de Ilhamento
Para a avaliação do desempenho dos MDI, é definida uma região no espaço ΔP e
ΔQ
onde o MDI não detecta a condição de ilhamento, onde
ΔP é a diferença entre a potência
Consumidores
Subestação
Rede
Geração
Distribuída
Circuito
aberto
Seção Ilhada
61
ativa gerada pela unidade de GD e consumida pela carga local (consumidores locais)
enquanto
ΔQ
é a diferença entre a potência reativa gerada pela unidade de GD e consumida
pela carga local. Essa região é denominada Zona de Não Detecção (ZND). Assim, em um
MDI, uma ZND pequena ou nula é desejada.
Os MDI podem ser classificados em dois grupos: mecanismos remotos e mecanismos
locais. Os mecanismos locais podem novamente ser classificados em ativos e passivos,
conforme Figura 34.
Geralmente, os mecanismos remotos, como o PLCC e SCADA mostrados na Figura
34, não possuem ZND, porém por serem baseados na troca de informações entre a unidade de
GD e o operador do sistema, através de meios de comunicação como fibras óticas ou cabos de
comunicação convencionais, a implantação e a operação desses mecanismos possuem custos
elevados comparados com os mecanismos locais.
Figura 34 Classificação dos Mecanismos de Detecção de Ilhamento.
Para unidades de geração de até 2 MW, o custo dos equipamentos para implantação de
mecanismos remotos pode chegar até 50 % do custo total de conexão da unidade de GD ao
sistema elétrico [40]. O mecanismo remoto mais popular é o chamado SCADA (sigla em
Mecanismos de
Detecção de
Ilhamento
PLCC
Comunicação através
da linha de potência
Remotos Locais
Passivos Ativos
SCADA
Controle Supervisório de
Aquisição de Dados
62
inglês para controle supervisório e aquisição de dados) que monitora todas as chaves de uma
determinada região do sistema elétrico e identifica regiões ilhadas [40]-[44].
Os mecanismos locais são baseados nas informações disponíveis na unidade de GD
[45][63]. Normalmente, essas informações já fazem parte do sistema de controle da unidade
de GD, e, portanto, sensores e componentes adicionais não são necessários. Desta forma, a
implantação e a operação de mecanismos locais possuem custos reduzidos comparados com
os mecanismos de detecção remotos.
Os MDI locais passivos, como os mostrados na Figura 35, detectam a situação de
ilhamento utilizando apenas as medidas locais, sem interferir diretamente no sistema de
controle da GD. Os mais tradicionais métodos passivos são os relés de sub/sobre tensão e
sub/sobre freqüência [41]. No entanto, essas técnicas normalmente possuem grandes ZND
[42].
Figura 35 Mecanismos de detecção de ilhamento passivos.
Nos MDI locais ativos, como os mostrados na Figura 36, perturbações são
intencionalmente injetadas na saída da unidade de GD. Estas perturbações resultam em uma
resposta distinta quando a condição de ilhamento está presente. Geralmente, a desvantagem
dos MDI locais ativos é a degradação da qualidade da energia injetada na rede [41][64]-[65].
Passivos
Locais
Relés de sub/
sobre tensão
Relés de sub/
sobre
freqüência
ROCOP
Taxa de mudança da
potência de saída
ROCOFOP
Taxa de mudança da
freqüência em
relação a potência
HD
Detecção de
harmônicos
ROCOF
Taxa de mudança da
freqüência de saída
63
Figura 36 Mecanismos de detecção de ilhamento ativos.
No entanto, Ye
et al [63] propuseram um mecanismo local de detecção de ilhamento
que não causa um impacto significante em termos de distorções harmônicas e não possui
ZND. Esse mecanismo é baseado em uma malha com realimentação positiva que induz o
sistema de GD a ultrapassar os limites dos relés de sub/sobre tensão ou sub/sobre freqüência
quando a seção da rede onde a unidade de GD estiver operando em condição de ilhamento.
Entretanto, a análise de estabilidade, que é a chave para a operação do respectivo MDI, foi
realizada de forma qualitativa, onde os impactos dos diferentes parâmetros do MDI não foram
esclarecidos.
Assim, nesse capítulo será apresentada a análise de estabilidade de cenário passível de
ilhamento não intencional, com a unidade de GD operando com o MDI com malha de
realimentação positiva, considerando que:
(i)
A Std IEEE 929 [66] recomenda o uso de métodos ativos de detecção de
ilhamento em casos onde há possibilidade de balanço de potência entre a carga
local e a unidade de GD (
Δ =0P
e
Δ =0Q
);
(ii)
Esse MDI possui baixo custo;
(iii)
Não possui ZND;
(iv)
O MDI causa pequeno impacto em termos de distorções harmônicas.
Ativos
Locais
IM
Medida da
Impedância
RPEED
Detecção de erro
através de injeção de
potência reativa
Realimentação
Positiva
64
3.3 Normas e Códigos de Rede
Por ser um novo conceito de inserção de energia no sistema elétrico, as companhias de
distribuição brasileiras estão em fase de adaptação, realizando estudos e análises para a
elaboração de regimentos que tratam da inserção de GD em seus sistemas.
Um documento, em âmbito nacional, regulamenta os procedimentos que devem ser
adotados pelas operadoras de distribuição do país, elaborado pela Agência Nacional de
Energia Elétrica (ANEEL) chamado de Procedimento de Distribuição (Prodist) [67].
No Módulo 3 Seção 3.3 do Prodist, especificações com relação à conexão de GD em
linhas de distribuição são descritas. Nessa seção é determinado que a unidade de GD de
qualquer potência conectada em rede de distribuição deverá possuir proteções de sub/sobre
freqüência e tensão, o que é um mecanismo de detecção de ilhamento. Além disso, também é
determinado que para a conexão de unidade de GD com potência acima de 300 kW, deverá
ser executado um estudo de avaliação técnica da possibilidade de haver sustentabilidade de
tensão e freqüência na ocorrência da situação de ilhamento. Se houver essa possibilidade e se
não for permitida a operação da GD em condição de ilhamento, a unidade de GD deverá
possuir um mecanismo de detecção automático de ilhamento que desconectará a unidade de
GD da seção ilhada. No entanto, o tipo de mecanismo de detecção automático e o tempo
máximo para a detecção do ilhamento não são mencionados.
Em se tratando de normas internacionais, a série
Std IEEE 1547 [68]-[69], que trata da
conexão de GD de até 10MW em sistemas elétricos, e a
Std IEEE 929, que trata da conexão
de painéis fotovoltaicos a rede, abordam a situação ilhamento não intencional.
A seção 4.4 da
Std IEEE 1547 especifica que ao ocorrer o ilhamento não intencional, a
GD deve ser desconectada da área ilhada dentro de dois segundos. A
Std IEEE 1547.1 [69],
descreve o procedimento para teste de equipamento de detecção de ilhamento.
De forma diferente, a
Std IEEE 929 especifica que uma unidade GD operando com
painéis fotovoltaicos deve ser desconectada da área ilhada dentro de dez ciclos de rede,
quando a potência da carga local ilhada for menor do que 50% ou maior que 150% da
potência de saída da unidade de GD e se o fator de potência da carga local ilhada for menor
que 0,95. Se a potência da carga local ilhada for maior do que 50% e menor do que 150% da
potência de saída da unidade de GD, e se o fator de potência da carga local for maior que
0,95, a unidade de GD deve ser desconectada da área ilhada dentro de dois segundos.
65
Os códigos de rede de oito países com alto nível de inserção de GD estão resumidos
em [70], dos quais seis estabelecem a necessidade de equipamento para a detecção de
ilhamento não intencional. Destes seis códigos, o código de rede da Áustria e da Bélgica são
os únicos que estabelecem o tempo máximo de detecção para unidades de GD que empregam
equipamentos de detecção de ilhamento que não fazem uso de meios de telecomunicação.
Para a definição do procedimento de teste, o qual será usado para a comprovação da
análise de estabilidade de cenário passível de ilhamento operando com e sem o MDI proposto,
será considerado o procedimento descrito na
Std IEEE 1547.1 com as seguintes
características:
(i)
Balanço de potência ativa e reativa entre geração e demanda da carga local;
(ii)
A carga local será ajustada para fator de qualidade unitário e freqüência de
ressonância igual à freqüência de operação da rede;
(iii)
Tempo máximo para desconexão da unidade de GD ilhada de dois segundos.
As razões para a escolha desse procedimento de teste são:
(i)
Essa configuração de carga é o pior caso em se tratando de dificuldade de
detecção de ilhamento [42][71];
(ii)
Para essa configuração de carga, o tempo máximo de dois segundos para a
desconexão da unidade de GD é o menor tempo descritos nas normas e códigos
de rede analisados.
3.4 Descrição do Sistema
O diagrama de blocos do sistema considerado para a análise de estabilidade é
mostrado na Figura 37. A unidade de GD, a carga local, a rede equivalente e o método de
detecção de ilhamento são descritos nesta seção.
66
Figura 37 Diagrama de Blocos de unidade de GD conectada em um sistema de distribuição e MDI.
3.4.1. O Sistema de GD
Para o propósito desse estudo, a unidade de GD é considerada estar conectada a rede
através de um conversor trifásico PWM, como mostrado na Figura 37, no qual o barramento
CC é constante e o filtro de saída é composto por indutores
L. Esta simplificação é válida,
pois, geralmente, os sistemas de condicionamento de energia incluem uma fonte CC de tensão
regulada e a reatância do filtro de saída mais a reatância do transformador de conexão a rede
são fortemente indutivas. O método de controle da unidade de GD bem como a topologia do
conversor CC/CA foram descritas no Capítulo 2 dessa dissertação e em [72].
Os dispositivos de proteção de função ANSI 27 e 59 mostrados na Figura 37 são,
respectivamente, o relé de sub-tensão e de sobre-tensão que atuam nos elementos de
c
v
C
C
R
C
L
C
+
b
v
C
C
R
C
L
C
+
L
L
r
a
r
i
a
r
v
a
i
a
gd
v
L
L
r
b
r
i
b
r
v
b
i
b
gd
v
L
r
c
r
i
c
r
v
c
gd
v
L
c
i
c
i
b
i
a
i
Fonte
Primária da
GD
a
v
C
C
R
C
L
C
+
q-d
abc
FPF
1
K
Limitador
-
+
PI
q-d
abc
Modulação
por
aproximação
geométrica
Δi
MDI
q-d
a
i
b
i
c
i
q
v
d
v
d
i
*d
i
q
i
*q
i
linha
fase
MS
cos(θ)
sen(
θ)
q
v
*
Δ
q
ii
+
cos(θ)
sen(
θ)
abc
27
59
a
gd
v
b
gd
v
c
gd
v
PCC
-
+
+
+
Conversor da
GD
Rede
Carga
Local
Controladores
da GD
V
cc
67
chaveamento de forma a desconectar a unidade de GD da rede caso os limites de tensão sejam
ultrapassados.
3.4.2 Método de Sincronismo
Há um grande número de métodos empregados para o sincronismo de conversores
PWM conectados a rede [73]-[74]. Nessa dissertação, um simples método baseado em dois
filtros passa-faixa (
FPF) e um filtro passa-baixas (FPB) é usado, como mostrado na Figura
38.
Figura 38 Diagrama de Blocos do MS com FPF.
As três tensões de fase
a
gd
v
,
b
gd
v
e
c
gd
v
são amostradas e transformadas para referencial
de eixos estacionários. Essa transformação é expressa por:
a
α
b
β
c
v
v
v
v
v
11
⎡⎤
⎡
⎤
1− −
⎢⎥
⎡⎤
2
22
⎢
⎥
⎢⎥
=
⎢⎥
⎢
⎥
3
33
⎢⎥
⎣⎦
⎢
⎥
0−
⎣
⎦
⎢⎥
⎣2 2⎦
.
(33)
Amostra-
gem
abc
a
gd
v
b
gd
v
c
gd
v
a
v
b
v
c
v
α
v
β
v
α
f
v
β
f
v
f
v
αβ
FPF
2
α
f
ff
v
v
β
fff
v
v
1
(Δθ )R
cos(θ)
sen(θ)
FPB
1
α
f
v
β
f
v
f
v
FPF
2
68
onde
α
v
e
β
v
são as tensões de fase projetadas no plano “
αβ
−
”.
Pelo fato do conversor estar injetando tensão PWM no PCC, ruídos não desejados de
alta freqüência podem estar presentes nas medidas das tensões, que são transmitidos para
α
v
e
β
v
, dificultando a geração de referências para o sincronismo. Desse modo, um FPF com
freqüência central (
0PF2
ω ) de 5 Hz foi adicionado de forma a minimizar as componentes de
alta freqüência e o nível CC comumente presente nas medidas de tensão. A função de
transferência do
FPF
2
é expressa por
0PF2
0PF2 0PF2
ω
()
ωω
s
FPF s
ss
2
22
=
++
.
(34)
Levando em consideração que o controle da unidade de GD é realizado em referencial
com coordenadas síncronas, é interessante que o método de sincronismo forneça as
referências de seno e cosseno com amplitude unitária. Com esse intuito, o módulo dos vetores
α
f
v
e
β
f
v
, resultantes da saída do FPF
2
, é calculado e dado por.
() ()
αβ
f
ff
v
vv
2
2
=+
.
(35)
Um desbalanço de tensão entre as fases pode resultar em uma componente de 120 Hz
não desejada em
f
v
. O FPB com freqüência de corte (
0PB1
ω ) de 5 Hz é empregado para a
minimização dessa componente, resultando em
ff
v
. A função de transferência do FPB é dada
por:
0PB1
0PB1 0PB1
ω
()
ωω
FPB s
ss
1
22
=
++
.
(36)
As referências de seno e cosseno com amplitudes unitárias, ainda defasadas com
relação aos vetores
α
v
e
β
v
por um ângulo
1
Δθ , são obtidas dividindo os vetores
α
f
v
e
β
f
v
pelo
módulo
ff
v
:
69
α
f
1
ff
cos(θ+Δθ )
v
v
=
.
(37)
β
f
1
ff
sen(θ+Δθ )
v
v
=
(38)
Finalmente, uma matriz de rotação R é usada para compensar o atraso de fase dos
FPF, dada por
11
1
11
cos(Δθ )-sen(Δθ )
(Δθ )
sen(Δθ )cos(Δθ )
R
⎡
⎤
=
⎢
⎥
⎣
⎦
.
(39)
onde
1
Δθ é o atraso de fase do FPF
2
na freqüência da rede. No caso presente,
1
Δθ =-84,23 rad/s .
Em [75], o autor propôs um método baseado somente em
FPB. No entanto, apesar de
pequena, a presença de componente contínua nos valores de aquisição de tensão é inerente, o
que ocasiona o mau funcionamento do método proposto. Isso se deve ao fato que a amplitude
da componente contínua pode ser da ordem da amplitude do sinal com freqüência da rede
presente em
α
f
v
e
β
f
v
, provocando erros nos cálculos de (37) e (38). Dessa forma, como
comentado na descrição do método de sincronismo empregado nesse trabalho, se optou por
substituir os
FPB por FPF, que minimizam a amplitude da componente contínua presente nos
sinais de aquisição de tensão. O diagrama de blocos do sistema proposto em [75] é mostrado
na Figura 39.
Figura 39 Diagrama de Blocos do MS com FPB.
Amostra-
gem
abc
a
gd
v
b
gd
v
c
gd
v
a
v
b
v
c
v
α
v
β
v
α
f
v
β
f
v
f
v
αβ
FPB
1
α
f
ff
v
v
β
fff
v
v
2
(
Δθ )
R
cos(θ)
sen(θ)
α
f
v
β
f
v
f
v
FPB
1
70
2
Δθ é o atraso de fase do FPB
1
na freqüência da rede. No caso presente,
2
Δθ =-178,1 rad/s.
Como o tempo de resposta do MS é grande comparado com os períodos de tempo
envolvidos na análise de estabilidade, a dinâmica do MS não é considerada.
Para ilustrar a diferença de resposta dos MS ilustrados pelas Figuras 38 e 39,
resultados de simulação são mostrados. A Figura 40 mostra as componentes
α
v
e
cos(θ)
extraídas de sinal trifásico senoidal puro com amplitude de 5 V, sem a presença de
componente contínua, usando o MS com
FPF. Note que a componente
cos(θ)
está em fase
com
α
v
e sua amplitude é unitário, o que é desejado. Semelhantemente, a Figura 41 mostra as
componentes
β
v
e
sen(θ)
usando o mesmo MS.
Figura 40
α
v
e
cos(θ)
extraídos com o MS com FPF.
Figura 41
β
v
e
sen(θ)
extraídos com o MS com FPF
71
A Figura 42 mostra as componentes
α
v
e
cos(θ)
extraídas de sinal trifásico senoidal
com amplitude de 5 V e presença de componente contínua de 0,1 p.u. na medida da fase
a,
usando o MS com
FPF. Note, novamente, que a componente
cos(θ)
está em fase com
α
v
e
sua amplitude é unitária. Nas mesmas condições, a Figura 43 mostra as componentes
β
v
e
sen(θ)
usando o mesmo MS.
Figura 42
α
v
e
cos(θ)
extraídos com o MS com FPF com a presença de componente contínua na medida da
fase a
Figura 43
β
v
e
sen(θ)
extraídos com o MS com FPF com a presença de componente contínua na medida da
fase a
72
Por outro lado, a Figura 44 mostra as componentes
α
v
e
cos(θ)
extraídas de sinal
trifásico senoidal com amplitude de 5 V e componente contínua de 0,1 p.u. na medida da fase
a, usando o MS com FPB. Note que não houve convergência no sinal de
cos(θ)
. Nas mesmas
condições, a Figura 45 mostra que não houve convergência também para o sinal de
sen(θ)
.
Figura 44
α
v
e
cos(θ)
extraídos com o MS com FPB com a presença de componente contínua na medida da
fase a
Figura 45
β
v
e
sen(θ)
extraídos com o MS com FPB com a presença de componente contínua na medida da
fase a
73
3.4.3 Carga Local e Rede
A
Std IEEE 1547.1 descreve o procedimento para comissionamento de equipamento
de detecção de ilhamento. O circuito para comissionamento definido nesse procedimento é
mostrado na Figura 46.
Figura 46 Configuração do circuito para comissionamento de equipamento de detecção de ilhamento.
A capacitância
C
C
e a indutância L
C
da carga local são calculadas usando-se as
seguintes equações:
f
C
c
PQ
C
πfv
2
=
2
;
(40)
c
C
f
v
L
πfPQ
2
=
2
;
(41)
onde
P é a potência ativa de saída por fase da GD (W); f é a freqüência da rede (Hz); v
c
é a
tensão de fase nominal da carga
RLC (V) e; Q
f
é o fator de qualidade da carga ressonante
paralela (
RLC), que é dado por:
1
MDI
Carga
Local
S1
S2
S3
Rede
R
C
C
C
L
C
74
C
fC
C
C
QR
L
=
.
(42)
A resistência
R
C
é calculada por:
c
C
v
R
P
2
= .
(43)
Os parâmetros da carga local devem ser obtidos para um
f
Q
=
1
.
A subestação e a rede da Figura 33 são representadas como um barramento infinito e
uma indutância equivalente
L
r
, como mostrado na Figura 37. A Std IEEE 1547 estabelece que
a corrente de curto-circuito mínima no PCC onde a GD é conectada deve ser:
ccmin r
I
I
=
20 .
(44)
onde
I
r
é a corrente nominal de saída da GD de uma fase.
Assim, desprezando a capacitância e a resistência da rede no PCC, a máxima
indutância
L
r
é dada por:
c
rmax
ccmin
v
L
I πf
=
2
.
(45)
Geralmente, existe um transformador entre o PCC e a GD que eleva a tensão de saída
da GD. Então, é conveniente refletir a
L
rmax
para o lado de baixa tensão do transformador:
l
rmax rmax
LL
RT
2
1
=
,
(46)
onde
R
T é a razão de transformação de tensão do transformador.
75
3.4.4. Mecanismo de Detecção de Ilhamento (MDI)
O diagrama de blocos do MDI analisado é mostrado na Figura 37 e na Figura 47.
Nesse sistema, as tensões, em referencial estacionário
abc, são medidas e transformadas para
o referencial síncrono
q-d, resultando nas componentes
q
v
e
d
v
. A componente
q
v
é filtrada
por um
FPF e então é multiplicada por um ganho K. Este sinal é condicionado a um limitador
do tipo saturação resultando em
Δi
, que é adicionado à referência de corrente
*q
i
.
Figura 47 MDI analisado.
O mecanismo do MDI pode ser explicado considerando o laço de realimentação
positiva da Figura 48. Quando a tensão de saída da unidade de GD aumenta, o MDI comanda
um sinal de aumento da potência ativa de saída. Devido às características da carga local, a
tensão da GD aumentará para balancear a potência ativa. Como resultado, a tensão de saída da
GD aumentará até o limite de tensão definido e então, o ilhamento pode ser detectado pelos
relés de sub/sobre tensão. O
FPF
1
é usado para evitar as componentes de alta freqüência
oriundas principalmente da injeção de tensão PWM do sistema conversor da unidade GD e a
componente contínua de
q
v
. A função de transferência de FPF
1
com freqüência central
0PF1
ω
e fator de mérito
FPF
Q
1
é expressa por
0PF1
0PF1
0PF1
ω
() .
ω
ω
FPF
FPF
s
Q
FPF s
ss
Q
1
1
1
22
⎛⎞
⎜⎟
⎝⎠
=
⎛⎞
++
⎜⎟
⎝⎠
(47)
Similar, porém contrária desestabilização ocorre quando na diminuição da tensão
medida no primeiro instante.
Ao modelar a saturação não-linear do limitador do MDI como uma função descritiva,
é possível analisar o comportamento de um possível ciclo limite associado com o MDI, o qual
FPF
1
K
Limitador
q
v
Δi
76
pode ser útil para a coordenação dos relés de sub/sobre tensão que detectarão a ultrapassagem
dos limites de tensões induzidas pelo MDI.
Figura 48 Realimentação positiva de tensão.
Os parâmetros do MDI analisado podem ser consultados na Tabela 3 da próxima
seção.
3.5 Análise de Estabilidade do Sistema com Método de Detecção de
Ilhamento
Com o objetivo de investigar o impacto do MDI no sistema de controle da GD, uma
análise de estabilidade é realizada nessa seção. Primeiramente, o modelo completo em
referencial síncrono
q-d é descrito. Então, um modelo reduzido é derivado.
3.5.1 Modelos Dinâmicos
A Figura 49 mostra o modelo dinâmico completo em referencial síncrono do circuito
da Figura 37. Se for considerado que a rede onde a GD está conectada é equilibrada, a
componente de corrente
i
d
é nula e, portanto, a fonte de tensão dada por
d
ωLi na parte
superior do circuito é nula e pode ser negligenciada. Similarmente, a fonte de tensão dada por
d
CL
ωLi também é nula e pode ser também negligenciada. Na condição de ilhamento, na qual a
rede está desconectada e a unidade de GD está suprindo potência à carga local, as
q
v
q
medido
v
*
q
i
P
77
componentes da rede
q
r
i e
d
r
i são nulas e, portanto, as fontes de tensão dadas por
ld
rmax r
ωLi e
lq
rmax r
ωLi− são nulas e podem ser também desconsideradas.
Apesar disso, acoplamentos entre os referenciais
q e d ainda estão presentes, os quais,
inicialmente, serão negligenciados. Como resultado, o circuito da Figura 50 pode ser obtido.
Mais tarde, a validade de tal simplificação será verificada experimentalmente. Para a análise
de estabilidade, o circuito da Figura 50 será representado pelo diagrama de blocos da Figura
51. Note que neste diagrama de blocos, as malhas dos controladores de corrente bem como do
MDI estão inclusas.
Figura 49 Modelo dinâmico completo.
+
-
+
-
q
v
L
d
ωLi
q
i
d
Cc
ωCv
C
C
C
R
C
L
d
CL
ωLi
ld
rmax r
ωLi
l
rmax
L
q
r
i
q
r
v
+
-
+
-
d
i
q
ωLi−
L
d
v
q
Cc
ωCv−
C
C
C
R
C
L
q
CL
ωLi−
lq
rmax r
ωLi−
l
rmax
L
d
r
v
d
r
i
q
c
v
d
c
v
q
L
i
d
L
i
d
R
i
d
C
i
q
R
i
q
C
i
78
Figura 50 Modelo dinâmico simplificado.
Figura 51 Diagrama de blocos do sistema considerado.
A função de transferência do filtro de saída da unidade de GD é dada por:
()
filtro
Gs
Ls
1
=
;
(48)
+
-
+
-
q
v
L
q
i
C
C
C
R
C
L
l
rmax
L
q
r
i
q
r
v
+
-
+
-
d
i
L
d
v
C
C
C
R
C
L
l
rmax
L
d
r
v
d
r
i
q
c
v
d
c
v
q
L
i
d
L
i
d
R
i
d
C
i
q
R
i
q
C
i
Z
eq
MDI
Controle
do
Inversor
v
-
+
+
+
-
u
*
q
i
1/Z
filtro
u
′
G
filtro
(s) G
eq
(s)
G
MDI
(s)
G
IC
(s)
Limitador
q
i
Δi
1/V
base
1/I
base
base
I
K
base
V
K
79
enquanto a função de transferência da rede equivalente juntamente com a carga local é dada
por:
()
()
() ()
l
Crmax C
eq
ll
Crmax CC Crmax C
LL Rs
Gs
LL RCs LL sR
−1 −1 −1
−1 −1 −1 2 −1 −1 −1
⎡⎤
+
⎣⎦
=
⎡⎤⎡⎤
++++
⎣⎦⎣⎦
.
(49)
já a função de transferência do MDI é dada por:
() . ()
0PF1
FPF
MDI
0PF1
0PF1
FPF
ω
s
Q
GsKFPFsK
ω
ssω
Q
1
1
1
22
⎛⎞
⎜⎟
⎝⎠
==
⎛⎞
++
⎜⎟
⎝⎠
;
(50)
e do controlador PI do inversor é dada por:
()
PI
IC INV
Ks K
Gs K
s
+
=
;
(51)
onde
INV
K é o ganho do inversor;
P
K é o ganho proporcional dos controladores de corrente;
I
K é o ganho integral dos controladores de corrente.
A corrente e a tensão, ao serem amostradas, são normalizadas por
base
I
K
e
base
V
K
,
respectivamente, dados por:
base
I
base
K
I
1
=
;
(52)
base
V
base
K
V
1
=
;
(53)
onde
base
I
e
base
V são, respectivamente, a corrente e tensão de base.
Quando a rede principal não está presente, o valor de
l
rmax
L
em (49) deve ser considerado
infinito.
80
3.5.2 Análise de estabilidade
Com o objetivo de projetar os parâmetros
P
F
ω
0
1
e
K
bem como os limites da
saturação não-linear do limitador do MDI, o critério estendido de Nyquist será usado. A
função de transferência de malha aberta, utilizada para realizar os estudos de estabilidade,
pode ser obtida do diagrama de blocos da Figura 51, ou seja,
FTMA -
()
filtro eq IC
M
DI I MDI
filtro IC eq
GGG
GGG
GGG
==
1+ +
;
(54)
Observe que o conversor conectado a rede, o qual é representado pela função de
transferência
I
G , é projetado para ser estável para qualquer impedância da rede quando a rede
principal está presente [76][77] . Isto é, o denominador de
I
G é Hurwitz estável para todos os
pontos de operação. Além disso, o MDI, representado pela função de transferência
M
DI
G , é
também projetado para ser estável. Portanto, o número de rotações da função de transferência
de malha aberta considerada (54) sobre o -1+j0, considerando que a não-linearidade do tipo
saturação não está presente, é igual ao número de pólos do semi-plano direito de malha
fechada, que é o número de pólos instáveis com a malha do MDI inclusa.
Devido à presença da não-linearidade da saturação com limite S, a intersecção do
lugar geométrico da FTMA com o negativo do inverso da função descritiva (-1/N) do
limitador representa um possível ciclo limite [78]. Introduzindo uma perturbação no ponto de
intersecção dos lugares geométricos de FTMA e -1/N, revela que o ciclo limite é estável para
K >0
. Além disso, sua freqüência e amplitude podem ser ajustadas pelo ganho do filtro do
MDI e pelo valor do limite de saturação do limitador. Desse modo, é possível coordenar a
operação do relé de sub/sobre tensão (27 e 59 da Figura 37) para detectar a condição de
ilhamento.
Os diagramas de Nyquist da Figura 52 representam a operação da unidade de GD sem
o MDI, enquanto os da Figura 53 representam a unidade de GD operando com o MDI. Os
parâmetros usados para a obtenção dos diagramas de Nyquist são dados na Tabela 3 e foram
obtidos a partir dos procedimentos descritos na seção 3.4.
A análise de estabilidade do sistema que representa a unidade de GD operando sem o
MDI e conectada a rede principal é mostrado através do diagrama de Nyquist da Figura 52a.
Na Figura 52b é mostrado o diagrama de Nyquist do mesmo sistema, porém desconectado da
81
rede principal. Em ambos os diagramas, uma operação estável é demonstrada, indicando que a
estabilidade do sistema é também possível mesmo quando a rede principal não está conectada,
caracterizando, desse modo, uma possível condição de ilhamento não-intencional.
Por outro lado, a Figura 53 demonstra que adicionando o MDI, com os parâmetros
mostrados na Tabela 3.1, é possível ter uma operação estável quando a rede está presente e
uma operação instável quando a unidade de GD opera ilhada. A Figura 53a mostra a análise
de estabilidade através do diagrama de Nyquist do sistema que representa a unidade de GD
operando com o MDI e conectada a rede principal. Já a Figura 53b mostra o diagrama de
Nyquist do mesmo sistema, porém operando em condição de ilhamento.
Tabela 3 Parâmetros da plataforma experimental
Parâmetro
Valor Parâmetro Valor
0PF1
ω
62,8 rad/s
L
1,125 mH
base
I
5 A
base
V
25 V
FPF
Q
1
0,5
C
C
551,2 μF
K
1,5
L
C
130 mH
S (Limite da Saturação)
0,3 p.u.
R
C
4,812 Ω
abc
g
gg
vvv==
17,3 V
rms
l
rmax
L
19,15 μH
P
K
0,411
I
K
411
INV
K
70
f
sw
10 kHz
Na próxima seção, resultados de simulação são apresentados para validar a análise de
estabilidade desta seção.
82
(a) Com a rede principal conectada.
(b) Com a rede principal desconectada (GD ilhada).
Figura 52 Diagramas de Nyquist sem o MDI.
-1+j0
-0,06
0,02
-0,06
0,06
Re
Im
Plano FTMA
1
N
-
Im
-1+j0
Re
1
N
-
Plano FTMA
83
(a) Com a rede principal conectada.
(b) Com a rede principal desconectada (GD ilhada).
Figura 53 Diagramas de Nyquist com o MDI.
0
Im
-1+j0
Re
1
N
-
-0,006
0,002
-0,006
0,006
Plano FTMA
-1+j0
Re
1
N
-
Im
Plano FTMA
Possível ciclo
limite
84
3.6 Resultados de Simulação
Com o propósito de dar suporte a análise de estabilidade descrita na seção anterior,
foram obtidos resultados de simulação do sistema da Figura 37. A unidade de GD foi
considerada como sendo o conversor trifásico com duas pernas por fase, descrito no capítulo 2
dessa dissertação, operando com
V
cc
de 70 V, tensão de pico da rede de 25 V, corrente de pico
de saída de 5 A e
f
sw
de 10 KHz. Os parâmetros de simulação são os mesmos apresentados na
Tabela 3.
A Figura 54 mostra as tensões e as correntes da rede e do PCC, do sistema com a
unidade de GD operando sem o MDI. No momento em que a corrente da rede é zero, a
unidade de GD está operando em condição de ilhamento. Nessa figura é demonstrado que
uma operação estável é possível mesmo que a rede não esteja conectada, caracterizando, desse
modo, a operação com ilhamento não-intencional.
Figura 54 Resultado de simulação sem o MDI – Tensão da rede, tensão no PCC, corrente do PCC e da rede
quando a rede é desconectada (ilhado).
A Figura 55 mostra as tensões e as correntes da rede e do PCC, do sistema com a
unidade de GD operando com o MDI. No momento em que a corrente da rede é zero, a
unidade de GD está operando em condição de ilhamento. Nessa figura é mostrado que com a
-30
0
30
-30
0
30
-8
-4
0
4
8
0 0.3 0.8 1.3 1.8 2.3
-8
-4
0
4
8
(s)
(A)
(A)
(V)
(V)
Tens o na Redeã
Tens o no PCCã
Corrente no PCC
Corrente da Rede
85
adição do MDI no sistema de controle da unidade de GD, uma operação estável é possível
quando a condição de ilhamento não está presente e uma operação instável quando a unidade
de GD está ilhada. Note que, devido a inserção da não-linearidade do tipo saturação no MDI,
uma oscilação na tensão ocorre quando a rede principal é desconectada
Figura 55 Resultado de simulação com o MDI – Tensão da rede, tensão no PCC, corrente do PCC e da rede
quando a rede é desconectada (ilhado).
3.7 Resultados Experimentais
Com o propósito de validar a análise de estabilidade e os resultados de simulação
apresentados nesse capítulo, resultados experimentais do sistema da Figura 37 foram obtidos.
A plataforma experimental possui a mesmas características do sistema simulado na seção
anterior. Os parâmetros do MDI e outros parâmetros são dados na Tabela 3.
A Figura 56 representa a operação da GD sem o MDI, conectada a rede. No momento
em que a corrente da rede é zero, a GD está ilhada com a carga local. Nessa figura é
demonstrado que uma operação estável é possível mesmo que a rede não esteja conectada,
-30
0
30
-40
-20
0
20
40
-8
-4
0
4
8
0 0.3 0.8 1.3 1.8 2.3
-8
-4
0
4
8
(s)
(A)
(A)
(V)
(V)
Tens o na Redeã
Tens o no PCCã
Corrente no PCC
Corrente da Rede
86
caracterizando, desse modo, a operação com ilhamento não-intencional. Além disso, pode ser
notada a degradação da qualidade de energia quando a GD está ilhada com a carga local.
Apesar da degradação da qualidade de energia em termos de oscilação de baixa freqüência e
aumento da THD das tensões, os relés de sub e sobre tensão e sub e sobre freqüência poderão
não atuar.
Figura 56 Resultado experimental sem o MDI – Tensão da rede (canal 4), tensão no PCC (canal 3), Corrente no
PCC (canal 1) e corrente vinda da rede (canal 2) quando a rede é desconectada (ilhado). Escala horizontal:
Tempo (500ms/div). Escala vertical: Tensão (20V/div) e corrente (2A/div).
Por outro lado, as Figuras 57 e 58 demonstram que, ao adicionar o MDI, é possível ter
uma operação estável se a rede está presente e ter uma operação instável quando a GD opera
em uma seção ilhada, substanciando a análise de estabilidade da seção 2.5. Observe que
depois que a rede é desconectada, existe uma oscilação na tensão no PCC que foi induzida
pelo MDI. Pelo método da função descritiva é possível prever uma oscilação de 7 V com uma
freqüência de 12 Hz. Desta forma tem-se uma evidência que a simplificação realizada no
modelo dinâmico na seção 2.5 é plausível.
87
Figura 57 Resultado experimental com o MDI – Tensão da rede (canal 4), tensão no PCC (canal 3), Corrente
no PCC (canal 1) e corrente vinda da rede (canal 2) quando a rede é desconectada (ilhado). Escala horizontal:
Tempo (500ms/div). Escala vertical: Tensão (20V/div) e corrente (2A/div).
Figura 58 Resultado experimental com o MDI – Tensão da rede (canal 4), tensão no PCC (canal 3), Corrente
no PCC (canal 1) e corrente vinda da rede (canal 2) quando a rede é desconectada (ilhado). Escala horizontal:
Tempo (200ms/div). Escala vertical: Tensão (20V/div) e corrente (2A/div).
88
3.8 Sumário
Este capítulo apresentou a análise de estabilidade de um Método de Detecção de
Ilhamento local ativo, baseado na técnica com malha de realimentação positiva que não
possui Zona de Não Detecção. Seus principais atributos são: (i) baixo custo; (ii) pequeno
impacto na performance em termo de distorções harmônicas.
Um modelo dinâmico completo e outro reduzido do sistema trifásico foram derivados.
Durante a análise, foi demonstrado que o modelo dinâmico trifásico reduzido é válido para a
análise do Método de Detecção de Ilhamento. Além disso, foi demonstrado que uma operação
estável é possível mesmo que a rede principal esteja desconectada. Ainda, ao adicionar o
Método de Detecção de Ilhamento, é possível ter uma operação estável quando a rede
principal está presente e uma operação instável quando a unidade de Geração Distribuída está
operando em condição ilhada.
A inserção da não-linearidade do limitador no Método de Detecção de Ilhamento pode
representar um ciclo limite o que induz uma oscilação na tensão no sistema ilhado. Pelo
método da função descritiva é possível prever a amplitude da oscilação, que é ajustada pelo
valor do limite de saturação do limitador (
S), e a freqüência, que é ajustada pelo valor da
freqüência central (
0PF1
ω ) do filtro passa-banda do Método de Detecção de Ilhamento. Os
parâmetros
K e
FPF
Q
1
devem ser ajustados para que o sistema de Geração Distribuída opere de
forma estável quando conectado na rede principal e instável quando ilhado e atenda a norma
de detecção de ilhamento.
Capítulo 4
CONSIDERAÇÕES FINAIS
Essa dissertação abordou dois aspectos da conexão de Geração Distribuída operando
com turbinas eólicas em redes de distribuição: qualidade de energia e proteção.
No aspecto qualidade de energia, foram abordados conversores com pernas em
paralelo que possuem a finalidade de minimização do conteúdo harmônico das correntes de
saída da Geração Distribuída e maximização das curvas de capabilidade do conversor.
Os limites de capabilidade de conversores foram definidos. Concluiu-se que a
reatância do filtro de saída limita a capacidade de transferência de potência ativa e reativa do
conversor, e, portanto, a utilização de filtros com alto consumo de energia reativa em
conversores pode inviabilizar a operação destes em sistemas de potência que possuam
potência ativa e reativa como requisitos para a conexão.
Demonstrou-se que é possível alcançar os requisitos de harmônicas de corrente com
uma redução significativa dos filtros de saída, viabilizando, dessa maneira, o uso de filtros
fortemente indutivos em aplicações com altos níveis de corrente. A utilização desses filtros
evita as ressonâncias da interação entre filtro, impedância da rede e os controladores de
corrente. Além disso, foi desenvolvido o procedimento para projeto de filtro indutivo a partir
do fator de distorção e limites máximos de harmônico de corrente.
Resultados de simulação e experimentais foram apresentados. Através deles foi
possível observar o cancelamento da ondulação entre as pernas em paralelo resultando em
uma redução de até 75% no índice de distorção total de harmônicas (THD) da corrente total
de saída com relação as correntes individuais das pernas.
No aspecto proteção foi abordada a análise de estabilidade de cenário passível de
ilhamento não-intencional. Considerou-se que a unidade de Geração Distribuída opera com
Método de Detecção de Ilhamento ativo com malha de realimentação positiva. Os principais
atributos do Método de Detecção abordado são: (i) baixo custo; (ii) pequeno impacto no
desempenho com relações as distorções harmônicas; (iii) Não possui Zona de Não Detecção.
Um modelo dinâmico completo e outro reduzido do sistema trifásico foram derivados.
Através da análise de estabilidade e dos resultados experimentais demonstrou-se que o
90
modelo trifásico reduzido é suficiente para a análise do Método de Detecção de Ilhamento.
Mostrou-se que uma operação estável é possível mesmo que a rede principal esteja
desconectada. Além disso, é possível ter uma operação estável quando a rede principal está
presente e uma operação instável quando a unidade de Geração Distribuída está operando em
condição ilhada e com o Método de Detecção de Ilhamento ativo.
Pode-se verificar, com o método estendido de Nyquist, que é possível projetar a
freqüência central do filtro passa-banda
0PF1
ω , o ganho K e o fator de mérito
FPF
Q
1
do Método
de Detecção de Ilhamento proposto para que o sistema de Geração Distribuída opere estável
quando conectado a rede principal e instável quando ilhado.
Ao abordar a inserção da não-linearidade do limitador no Método de Detecção de
Ilhamento, demonstrou-se que isso pode representar um ciclo limite o que induz uma
oscilação na tensão no sistema ilhado. Pelo método da função descritiva é possível prever a
amplitude da oscilação, que é ajustada pelo valor do limite de saturação do limitador (
S), e a
freqüência, que é ajustada pelo valor da freqüência central (
0PF1
ω ) do filtro passa-banda do
Método de Detecção de Ilhamento.
TRABALHOS FUTUROS
Para a continuação do trabalho, propõe-se:
(i)
Projeto dos controladores de corrente do conversor com pernas em paralelo
levando-se em consideração a dinâmica dos controladores de divisão de
corrente das pernas;
(ii)
Determinação da tensão de seqüência zero V
0
*
para o controle da corrente
circulante na situação em que conversores são colocados em paralelo;
(iii)
Análise do impacto do método sincronização no método de detecção de
ilhamento;
(iv)
Análise comparativa de diferentes métodos de sincronização e seu impacto no
método de detecção de ilhamento
(v)
Análise de estabilidade de outros métodos de detecção de ilhamento;
91
(vi) Análise de estabilidade de métodos de detecção de ilhamento considerando
outras configurações de carga local;
(vii)
Aquisição de resultados experimentais com relés de sub/sobre tensão
comerciais;
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