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UNIVERSIDADE FEDERAL DE SANTA MARIA
CENTRO DE TECNOLOGIA
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA
DESENVOLVIMENTO DE SISTEMAS ESTÁTICOS
DISTRIBUÍDOS – “MULTI STRING”, PARA
APLICAÇÃO EM SISTEMAS FOTOVOLTAICOS
AUTÔNOMOS
DISSERTAÇÃO DE MESTRADO
Diogo Brum Cândido
Santa Maria, RS, Brasil
2010
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DESENVOLVIMENTO DE SISTEMAS ESTÁTICOS
DISTRIBUÍDOS – “MULTI STRING”, PARA APLICAÇÃO EM
SISTEMAS FOTOVOLTAICOS AUTÔNOMOS
por
Diogo Brum Cândido
Dissertação apresentada ao Curso de Mestrado do Programa de
Pós-Graduação em Engenharia Elétrica, Área de Concentração em
Processamento de Energia, da Universidade Federal de Santa Maria
(UFSM, RS), como requisito parcial para obtenção do grau de
Mestre em Engenharia Elétrica
Orientador: Prof. Hélio Leães Hey
Santa Maria, RS, Brasil
2010
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Ficha Catalográfica
© 2010
Todos os direitos autorais reservados a Diogo Brum Cândido. A reprodução de partes ou do
todo deste trabalho só poderá ser feita com autorização por escrito do autor.
Endereço: Rua Teobaldino Tatsch, 492, São Sepé, RS, 97340-000
Fone: 55 32334065; Endereço Eletrônico: [email protected]
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
DESENVOLVIMENTO DE SISTEMAS ESTÁTICOS DISTRIBUÍDOS –
“MULTI STRING”, PARA APLICAÇÃO EM SISTEMAS
FOTOVOLTAICOS AUTÔNOMOS
elaborada por
Diogo Brum Cândido
como requisito parcial para obtenção do grau de
Mestre em Engenharia Elétrica
COMISSÃO EXAMINADORA:
Hélio Leães Hey, Dr.
(Presidente/Orientador)
Leandro Michels, Dr. (UFSM)
Luciano Schuch, Dr. (UFSM)
Fernando Antunes, Dr. (UFC)
José Renes Pinheiro, Dr. (UFSM)
Santa Maria, 28 de fevereiro de 2010.
Dedico este trabalho
a meus pais, Marco Antônio e Dinah Marta,
e ao meu irmão Davi.
AGRADECIMENTOS
A meus pais, Marco Antônio e Dinah Marta, e meu irmão Davi, pelo incentivo e
confiança em mim depositados.
À minha namorada, Marita, pelo amor e capacidade de ter certeza que eu conseguiria
obter sucesso mesmo quando eu mesmo não tinha convicção.
Ao prof. Hélio Leães Hey, meu orientador, pelos laços de amizade e confiança criados
ao longo deste trabalho, pelas cobranças feitas sem rodeios nos momentos necessários e
palavras de incentivo e apoio a cada barreira encontrada ou sucesso alcançado.
Aos demais professores do Grupo de Eletrônica de Potência e Controle (GEPOC),
prof. José Renes Pinheiro, prof. Humberto Pinheiro, prof. Hilton Abílio Gründling, prof.
Luciano Schuch e prof. Leandro Michels pela atenção e ajuda sempre que necessária e pelos
conhecimentos transmitidos.
Aos colegas e amigos do GEPOC, Adriano Toniollo, Cleber Zanatta, Diorge Zambra,
Felipe Grigoletto, Fernando Beltrame, Hamiltom Sartori, Hueslei Hoppen, Jonatan Zientarski,
Jumar Russi, Leandro Roggia, Matheus Iensen, Paulo Ficagna, Rafael Beltrame e Raffael
Engleitner, pelo auxílio técnico e, em especial, pelos momentos de descontração.
Aos colegas e amigos de longa data, Dreifus Medeiros Costa, Henrique Aveiro e Thiago
Brum Pretto, pelos laços de companheirismo e amizade fortalecidos ao longo dos anos.
Ao Eng. Luiz Fernando Martins, pela disposição em auxiliar nos aspectos relacionados a
elaboração dos protótipos, e Carlo Castellanelli pelo seu trabalho desenvolvido junto ao Programa
de Pós Graduação em Engenharia Elétrica (PPGEE).
Aos alunos de iniciação científica do GEPOC, Fabricio Cazakevicius, Henrique Figueira,
Karin Feistel, Luccas Kunzler, Moisés Tancredo, Rafael Zatti, Renan Pivetta, Rodrigo Krug e
Tiago Rampelotto, que colaboraram diretamente na realização deste trabalho, auxiliando nos
aspectos práticos de bancada.
Por fim, à Universidade Federal de Santa Maria (UFSM), por proporcionar todas as
condições para o desenvolvimento desse trabalho, e ao Conselho Nacional de
Aperfeiçoamento Cientifico e Tecnológico (CNPq), pelo apoio financeiro.
"Existem dois modos de se propagar a luz:
ser a vela, ou ser o espelho que a reflete."
Edith Wharton
RESUMO
Dissertação de Mestrado
Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica
Universidade Federal de Santa Maria
DESENVOLVIMENTO DE SISTEMAS ESTÁTICOS DISTRIBUÍDOS –
“MULTI STRING”, PARA APLICAÇÃO EM SISTEMAS
FOTOVOLTAICOS AUTÔNOMOS
A
UTOR: DIOGO BRUM CÂNDIDO
O
RIENTADOR: HÉLIO LEÃES HEY
Data e Local da Defesa: Santa Maria, 26 de fevereiro de 2010.
A preocupação e o interesse com as questões ambientais relacionadas às mudanças
climáticas que afetam o nosso cotidiano, crescem na mesma proporção que o consumo global
de energia, e grande parte desta energia provêm do uso de combustíveis fósseis, que têm
como principal característica o impacto negativo ao meio ambiente. A partir desta conclusão
chega-se a inevitável necessidade de se descobrir e desenvolver fontes alternativas de energia
que supram a demanda e não agravem os problemas ambientais já existentes. Dentre o leque
de fontes de geração alternativa de energia, a solar fotovoltaica (PV) tem se mostrado
promissora, e o desenvolvimento de todos os elementos que compõe um sistema fotovoltaico
têm demandado atenção especial da comunidade científica e também de alguns setores
industriais. Desta forma esta dissertação de mestrado analisa e implementa um sistema
fotovoltaico autônomo baseado no conceito de topologia descentralizada do tipo “Multi
String”. Inicialmente são expostas as principais características de algumas topologias
empregadas em sistemas PV. São discutidas as vantagens da topologia baseada em
conversores descentralizados em especial, a elevação da eficiência e da confiabilidade do
sistema PV em situações de sombreamento parcial, envelhecimento ou até mesmo falha dos
painéis solares. O sistema proposto é constituído de um conjunto de conversores CC-CC
vinculados aos arranjos de painéis, um conversor bidirecional para controle da carga e
descarga do banco de baterias e responsável pela manutenção do barramento CC dentro das
especificações pré-definidas e um inversor de saída que fornece a alimentação CA as cargas.
Todos os modos de operação em que o sistema PV autônomo proposto pode funcionar serão
apresentados e analisados. Por fim, resultados de simulação e experimentais validam o
funcionamento do sistema proposto em diferentes condições de carga e radiação solar.
Palavras-chave: energia solar fotovoltaica; sistemas descentralizados; conversor bidirecional.
ABSTRACT
Master Thesis
Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica
Universidade Federal de Santa Maria
DEVELOPMENT OF DECENTRALIZED STATIC SYSTEMS – “MULTI
STRING”, FOR APPLICATIONS ON STAND-ALONE
PHOTOVOLTAIC SYSTEMS
A
UTHOR: DIOGO BRUM CÂNDIDO
R
ESEARCH SUPERVISOR: HÉLIO LEÃES HEY
Santa Maria, February 26
th
, 2010.
The worry and interest about environmental subjects related to climate changes that
directly affects our daily life grow up in the same proportion as the global consume of energy,
and much of this energy comes from the use of fossil fuels, that have as main feature the
negative impact on the environment. From this conclusion arises an inevitable need to
discover and develop alternative sources of energy that supply the energy demand rather than
add to the currently environmental problems. Among all alternative generation energy
sources, the solar photovoltaic (PV) is a promising one, and the development of all elements
that forms a PV system has demanded special attention of the scientific community and some
industrial sectors. Thus, this master thesis analyses and implements a photovoltaic system
based on decentralized “Multi String” topology. Initially, the chief features of some
topologies used in PV systems are exposed. In special, the decentralized topology proves
advantageous as grows the efficiency and reliability of PV systems in situations of partial
shading, aged or failures of PV panels. The proposed system is composed of a set of DC-DC
converters linked to the panels arrays, a bidirectional converter to perform the control of the
charge/discharge process of the battery bank and ensure the specifications of DC link and a
full-bridge inverter that feed the AC loads. Therefore, all operation modes that the system can
work are presented and analyzed. Finally, simulation and experimental results validate the
operation of the proposed system under different load and solar radiation conditions.
Keywords: Photovoltaic solar energy; decentralized systems; bidirectional converter.
LISTA DE FIGURAS
Figura 1.1 Distribuição das fontes primárias na demanda global de energia...........................19
Figura 1.2 Potencial de geração de energia a partir do sol.......................................................20
Figura 1.3 Emissão de CO
2
por KWh para cada tipo de fonte.................................................21
Figura 1.4 Economia global anual de CO
2
(milhões de Toneladas) [Solar generation report
2004].........................................................................................................................................22
Figura 1.5 Evolução da potência PV instalada na Alemanha...................................................23
Figura 1.6 Radiação solar global diária - média anual típica (Wh/m
2
.dia). ............................24
Figura 1.7 Instalações PV por aplicação. .................................................................................25
Figura 1.8 Ilustração de um sistema de geração fotovoltaica de energia elétrica. ...................28
Figura 1.9 Evolução da eficiência de células cristalinas. .........................................................29
Figura 2.1 Topologia Central Inverter. ....................................................................................37
Figura 2.2 Topologia String Inverters. .....................................................................................38
Figura 2.3 Topologia Módulo CA............................................................................................40
Figura 2.4 Topologia Team Concept........................................................................................41
Figura 2.5 Topologia Multi-String Inverters............................................................................42
Figura 3.1 Sistema fotovoltaico descentralizado isolado. ........................................................46
Figura 3.2 Representação por diagrama de blocos do sistema descentralizado.......................48
Figura 3.3 Diagrama de blocos - Modo 1.................................................................................49
Figura 3.4 Diagrama de blocos - Modo 2.................................................................................50
Figura 3.5 Diagrama de blocos - Modo 3.................................................................................51
Figura 3.6 Diagrama de blocos - Modo 4.................................................................................52
Figura 3.7 Diagrama de blocos - Modo 5.................................................................................52
Figura 3.8 Diagrama de blocos - Modo 6.................................................................................53
Figura 3.9 Diagrama de blocos - Modo 7.................................................................................54
Figura 3.10 Ocorrência dos modos de operação, situação 1. ...................................................55
Figura 3.11 Corrente de bateria, situação 1..............................................................................55
Figura 3.12 Ocorrência dos modos de operação, situação 2. ...................................................57
Figura 3.13 Diagrama de blocos - Controle dos conversores...................................................57
Figura 3.14 Níveis de tensão do barramento CC......................................................................58
Figura 3.15 Fluxograma de transição entre os modos de operação..........................................60
Figura 4.1 Curva característica IxV - BP80. ............................................................................65
Figura 4.2 Curva característica PxV - BP80. ...........................................................................66
Figura 4.3 Fluxograma P&O com passo variável.....................................................................68
Figura 4.4 Modelo arranjo fotovoltaico @1000W/m
2
..............................................................69
Figura 4.5 Modelo arranjo fotovoltaico @700W/m
2
................................................................70
Figura 4.6 Potência fotovoltaica com P&O convencional. ......................................................70
Figura 4.7 Potência fotovoltaica com P&O modificado...........................................................71
Figura 4.8 Eficiência algoritmo P&O convencional. ...............................................................73
Figura 4.9 Eficiência algoritmo P&O modificado....................................................................73
Figura 4.10 Diagrama de Bode de G(s)....................................................................................76
Figura 4.11 Diagrama de blocos PI+Feedforward...................................................................77
Figura 4.12 Diagrama de Bode do sistema compensado..........................................................79
Figura 4.13 Circuito e controle do estágio de entrada..............................................................80
Figura 4.14 Potência fotovoltaica.............................................................................................81
Figura 4.15 Tensão barramento CC..........................................................................................82
Figura 4.16 Corrente extraída dos arranjos fotovoltaicos.........................................................82
Figura 4.17 Circuito e controle do conversor bidirecional.......................................................83
Figura 4.18 Diagrama de Bode de G(s)....................................................................................85
Figura 4.19 Malha de controle conversor Boost bidirecional...................................................86
Figura 4.20 Diagrama de Bode do conversor Boost bidirecional compensado........................87
Figura 4.21 Lugar das raízes do sistema compensado..............................................................88
Figura 4.22 Tensão do barramento CC.....................................................................................89
Figura 4.23 Corrente extraída do banco de baterias. ................................................................90
Figura 4.24 Fluxograma de carga do banco de baterias. ..........................................................92
Figura 4.25 Modelo banco de baterias. ....................................................................................92
Figura 4.26 Diagrama de bode do modelo de controle de corrente do conversor Buck
bidirecional...............................................................................................................................93
Figura 4.27 Malha de controle de corrente conversor Buck bidirecional.................................94
Figura 4.28 Diagrama de bode em malha aberta do sistema compensado...............................95
Figura 4.29 Tensão do barramento CC.....................................................................................97
Figura 4.30 Corrente entregue ao banco de baterias. ...............................................................97
Figura 4.31 Diagrama de bode do modelo de controle de tensão do conversor Buck
bidirecional...............................................................................................................................99
Tabela 4.4 Especificações de projeto do compensador proporcional.......................................99
Figura 4.32 Malha de controle de tensão do conversor Buck bidirecional.............................100
Figura 4.33 Digrama de Bode do sistema compensado em malha aberta. .............................101
Figura 4.34 Tensão de bateria durante a transição dos modos. ..............................................102
Figura 4.35 Tensão de bateria em regime permanente...........................................................102
Figura 4.36 Corrente em L
b
e nas baterias durante a transição dos modos. ...........................103
Figura 4.37 Corrente no indutor Lb e nas baterias em regime permanente............................104
Figura 5.1 Sistema fotovoltaico descentralizado isolado. ......................................................106
Figura 5.2 Potência extraída de um dos arranjos PV - P&O convencional (@1000W/m
2
). ..108
Figura 5.3 Potência extraída de um dos arranjos PV - P&O modificado (@1000W/m
2
). .....109
Figura 5.4 Comportamento de V
CC
com algoritmo P&O convencional. ...............................110
Figura 5.5 Comportamento de V
CC
com algoritmo P&O modificado....................................110
Figura 5.6 Potência extraída - P&O convencional (700W/m
2
para 1000W/m
2
)....................111
Figura 5.7 Potência extraída - P&O modificado (700W/m
2
para 1000W/m
2
). ......................112
Figura 5.8 Comportamento de VCC - Algoritmo P&O convencional (700W/m
2
para
1000W/m
2
) . ...........................................................................................................................112
Figura 5.9 Comportamento de V
CC
- Algoritmo P&O modificado (700W/m
2
para 1000W/m
2
).
................................................................................................................................................113
Figura 5.10 Tensão do barramento CC e corrente do arranjo PV. .........................................114
Figura 5.11 Potência extraída do arranjo PV..........................................................................114
Figura 5.12 Modelos de regulação equivalentes. (a) Modos 4 e 5. (b) Modos 6 e 7..............115
Figura 5.13 Tensão do barramento CC e corrente extraída do banco de baterias..................116
Figura 5.14 Modelo de regulação equivalente, modo de operação 2. ....................................116
Figura 5.15 Corrente do barramento CC e corrente injetada no banco de baterias................117
Figura 5.16 Modelo de regulação equivalente. Modo – 3, malha de corrente. ......................118
Figura 5.17 Transição entre o modo corrente e o modo tensão..............................................119
Figura 5.18 Tensão de bateria com modo tensão ativo. .........................................................120
Figura 5.19 Modelo de regulação equivalente - Carga de baterias no modo tensão..............120
Figura A.1 Sistema PV - Destaque conversor bidirecional....................................................131
Figura A.2 Ábaco de seleção do núcleo através da energia armazenada no indutor..............135
Figura A.3 Variação da permeabilidade inicial do núcleo em função da força magnetizante.
................................................................................................................................................137
Figura B.1 Inversor monofásico PWM. .................................................................................139
Figura B.2 Curvas para taxa de distorção de segunda ordem para uma estratégia de modulação
space vector monofásica, trifásica a 3 fios e 4 fios. ...............................................................141
LISTA DE TABELAS
Tabela 4.1 Funcionamento Algoritmo P&O ............................................................................67
Tabela 4.2 Especificações da planta do conversor Boost de entrada........................................77
Tabela 4.3 Especificações da planta do conversor Boost de entrada........................................86
Tabela 5.1 Especificações do sistema implementado.............................................................106
Tabela 5.2 Componentes do protótipo implementado............................................................107
Tabela A.1 Especificações do conversor bidirecional............................................................132
Tabela A.2 Fios de cobre esmaltados.....................................................................................137
Tabela A.3 Parâmetros dos indutores L
b
e L
f
..........................................................................138
Tabela B.1 Especificações de projeto do filtro LC de saída...................................................140
Tabela B.2 Parâmetros do indutor L.......................................................................................143
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
a-Si..................................................................................................Silício Amorfo Hidrogenado
ABNT ...................................................................... Associação Brasileira de Normas Técnicas
AC................................................................................................................. Alternative Current
AWG.........................................................................................................American Wire Gauge
BBC ........................................................................................................Battery Bank Converter
BIPV...................................................................................... Building integrated PhotoVoltaics
c-Si.....................................................................................................................Silício Cristalino
CA.................................................................................................................. Corrente Alternada
CC................................................................................................................... Corrente Contínua
CdTe .............................................................................................................Telureto de Cádmio
CV.....................................................................................................................Constant Voltage
DCBR ............................................................................................................DC Bus Regulation
DF2................................................................................. Fator de Distorção de Segunda Ordem
FPGA....................................................................................... Field Programmable Gate Array
IGBT.....................................................................................Transistor Bipolar de Porta Isolada
IncCond .............................................................................................. Incremental Conductance
MOSFET ....................................... Transistor de Efeito de Campo Metal-Óxido-Semicondutor
MPP .........................................................................................................Maximum Power Point
MPPT....................................................................................... Maximum Power Point Tracking
P&O................................................................................................ Perturbation & Observation
P........................................................................................................ Compensador Proporcional
PI......................................................................................... Compensador Proporcional-Integral
PV............................................................................................................................ Photovoltaic
PVC
S,M
.................................................................................................... Photovoltaic Converter
PWM........................................................................................ Modulação por Largura de Pulso
THD.................................................................................................. Distorção Harmônica Total
VRLA ...............................................................................................Valve-Regulated Lead-Acid
LISTA DE SÍMBOLOS
A
0
.................Coeficiente da função de função de transferência do conversor Buck bidirecional
A
1
.................Coeficiente da função de função de transferência do conversor Buck bidirecional
A
2
.................Coeficiente da função de função de transferência do conversor Buck bidirecional
A
3
.................Coeficiente da função de função de transferência do conversor Buck bidirecional
A
4
.................Coeficiente da função de função de transferência do conversor Buck bidirecional
B
0
.................Coeficiente da função de função de transferência do conversor Buck bidirecional
B
1
.................Coeficiente da função de função de transferência do conversor Buck bidirecional
B
2
.................Coeficiente da função de função de transferência do conversor Buck bidirecional
C ...........................................................................Capacitores equivalente do banco de baterias
C
1,2
.........................................................Capacitores de saída dos conversores Boost de entrada
C
CC
..................................................................................................Capacitor do barramento CC
C
f
..................................................................................................................Capacitor do filtro T
C
Out
................................................................................................... Capacitor do filtro de saída
C
PI
(s).......................................................................Função de transferência do compensador PI
C
PV
........................................................................................Capacitor conectado ao arranjo PV
ˆ
()ds ............................................... Perturbação na razão cíclica do conversor Boost de entrada
D
1,2
.......................................................................................................................... Diodos Boost
d
Boost
.................................................................... Razão cíclica do conversor Boost bidirecional
d
Buck
.......................................................................Razão cíclica do conversor Buck bidirecional
d
M
...........................................................................................Razão cíclica do conversor mestre
d
S
.......................................................................................... Razão cíclica do conversor escravo
deltaP
PV
..................................................................................Variação de potência fotovoltaica
Duty(k)........................................................................ Razão cíclica do conversor no instante K
Duty(k-1)..................................................... Razão cíclica do conversor no instante anterior à K
E..................................................................................................Energia armazenada no indutor
e(s) ........................................................................................................................... Sinal de erro
f
CT
.................................................................................................Frequência de corte do filtro T
f
S1
...............................................Frequência de chaveamento dos conversores Boost de entrada
f
S2
............................................. Frequência de chaveamento dos conversores Buck bidirecional
f
S3
............................................ Frequência de chaveamento dos conversores Boost bidirecional
G(s) ...........................................................................................................Planta a ser controlada
G
S1 S2, S3, S4, S5, S6,
.......................................Gates das chaves do conversor bidirecional e inversor
H ................................................................................................................... Força magnetizante
I
Bat
*
........................................................................................... Corrente de referência de bateria
I
Bat
.................................................................................................................. Corrente de bateria
I
bat_max
................................................................Corrente máxima de carga do banco de baterias
I
C20
........................................ Corrente de descarga de bateria para uma autonomia de 20 horas
I
Lb
..............................................................................................................Corrente do indutor L
b
I
MPP
...........................................................Corrente no ponto de máxima potência do painel PV
I
Pico
....................................................................................................Corrente de pico no indutor
I
PV
(k) .................................................................................... Corrente fotovoltaica no instante K
I
PV
(k-1)................................................................. Corrente fotovoltaica no instante anterior à K
I
PVM
.......................................................Corrente do arranjo PV conectado ao conversor master
I
PVS
...................................................... Corrente do arranjo PV conectado ao conversor escravo
I
SC
.............................................................................Corrente de curto circuito de um painel PV
K
0
....................................................................................................... Ganho do compensador PI
k
d
.......................................................... Ganho estática da planta do conversor Boost de entrada
K
IC
.......................................................................... Ganho integral contínuo do compensador PI
K
PC
.................................................................Ganho proporcional contínuo do compensador PI
K
ID
........................................................................... Ganho integral discreto do compensador PI
K
PD
.................................................................. Ganho proporcional discreto do compensador PI
L
1,2
........................................................................... Indutores dos conversores Boost de entrada
L
b
............................................................................................. Indutor do conversor bidirecional
L
eq
.........................................Indutância equivalente da planta do conversor Boost bidirecional
L
f
......................................................................................................................Indutor do filtro T
L
Out
........................................................................................................ Indutor do filtro de saída
M(s).............................................................................................................Ganho do modulador
N(k) .................................................................................................................Número de espiras
P
BB
................................................................Potência injetada ou extraída do banco de baterias
P
L
......................................................................................................................Potência de carga
P
MPP
..............................................................................................Máxima potência fotovoltaica
P
nom
.................................................................................................Potência nominal do sistema
P
PV
(k) ....................................................................................Potência fotovoltaica no instante K
P
PV
(k-1)................................................................ Potência fotovoltaica no instante anterior à K
P
PVS
..............................................Potência extraída do arranjo conectado ao conversor escravo
P
PVM
.............................................. Potência extraída do arranjo conectado ao conversor mestre
Q .................................................... Fator de qualidade da planta do conversor Boost de entrada
R............................................................................ Resistência equivalente do banco de baterias
R
1
.................................................................Ondulação de corrente na bateria durante a recarga
R
2
....................................................................................... Ondulação de corrente no indutor L
b
R
5
..........................................................................................................Máxima variação de V
CC
R
6
............................................................................................................ Máxima variação de V
f
R
eq
........................................Resistência equivalente da planta do conversor Boost bidirecional
R
PM
........................................................................ Resistência paralela do modelo de painel PV
R
SM
............................................................................. Resistência série do modelo de painel PV
R
Ccc
..................................................................Resistência série do capacitor do barramento CC
R
e
................................................... Resistência série equivalente do conversor Boost de entrada
R
L
.................................................... Resistência série do indutor do conversor Boost de entrada
R
o
................................................................Resistência de carga do conversor Boost de entrada
R
S
..................................................................................... Resistência série do banco de baterias
S
3,4,5,6
..............................................................................................................Chaves do inversor
S
a,b
...............................................................................Chaves dos conversores Boost de entrada
S
W1,W2
...................................................................................... Chaves do conversor bidirecional
T
S
................................................................ Período de amostragem da variável a ser controlada
u
FF
(s)............................................................................................Ação de controle Feedforward
u
PI
(s) ..................................................................................Ação de controle do compensador PI
V
Bat
*
.............................................................................................Tensão de referência de bateria
V
Bat
....................................................................................................................Tensão de bateria
V
CC
*
...............................................................................Tensão de referência do barramento CC
V
CC
......................................................................................................Tensão do barramento CC
V
Cf
*
..................................................................................... Tensão de referência do capacitor C
f
V
Cf
............................................................................................................ Tensão do capacitor C
f
V
Cout
.....................................................................................................................Tensão de carga
V
f
.................................................................................Tensão de flutuação do banco de baterias
V
H1
...................................................................... Primeiro nível de V
CC
acima do valor nominal
V
H2
...................................................................... Segundo nível de V
CC
acima do valor nominal
V
H3
.......................................................................Terceiro nível de V
CC
acima do valor nominal
V
L1
...................................................................... Primeiro nível de V
CC
abaixo do valor nominal
V
L2
...................................................................... Segundo nível de V
CC
abaixo do valor nominal
V
L3
.......................................................................Terceiro nível de V
CC
abaixo do valor nominal
V
MPP
............................................................ Tensão do ponto de máxima potência do painel PV
V
N
...............................................................................................................Valor nominal de V
CC
ˆ
()
o
vs.......................................... Perturbação na tensão de saída do conversor Boost de entrada
V
OC
................................................................................. Tensão de circuito aberto do painel PV
V
PV
(k) ......................................................................................Tensão fotovoltaica no instante K
V
PV
(k-1)...................................................................Tensão fotovoltaica no instante anterior à K
V
PVM
........................................................ Tensão do arranjo PV conectado ao conversor master
V
PVS
........................................................Tensão do arranjo PV conectado ao conversor escravo
V
PVS
........................................................Tensão do arranjo PV conectado ao conversor escravo
Z
0
..........................................................................................Posição do zero do compensador PI
ΔI ......................................................................... Ondulação máxima de corrente no indutor L
b
η
MPPT
........................................... Eficiência do algoritmo de rastreamento da máxima potência
ω
0
...................................................Frequência natural da planta do conversor Boost de entrada
SUMÁRIO
INTRODUÇÃO ......................................................................................................................19
1.1 Aplicações de sistemas PV...........................................................................................25
1.1.1 Sistemas domésticos conectados a rede pública de energia (Grid-Connected ou On-
Grid) 25
1.1.2 Plantas centralizadas conectadas a rede pública de energia (Grid-Connected ou On-
Grid) 26
1.1.3 Sistemas isolados para eletrificação rural (Stand-alone)..........................................26
1.1.4 Sistemas híbridos......................................................................................................27
1.1.5 Bens de consumos ....................................................................................................27
1.1.6 Sistemas isolados industriais (Stand-alone) .............................................................27
1.2 Componentes de um sistema isolado............................................................................27
1.2.1 Painéis fotovoltaicos.................................................................................................28
1.2.2 Inversor.....................................................................................................................29
1.2.3 Banco de baterias......................................................................................................31
1.2.4 Regulador de carga...................................................................................................32
1.3 Organização da dissertação ..........................................................................................33
CAPÍTULO 2 - SISTEMAS FOTOVOLTAICOS ISOLADOS ........................................35
2.1 Introdução.....................................................................................................................35
2.2 Sistemas centralizados..................................................................................................36
2.2.1 Central Inverter FALAR DIODOS DE BYPASS ....................................................36
2.3 Sistemas descentralizados ............................................................................................37
2.3.1 String Inverters .........................................................................................................37
2.3.2 Module Integrated – Módulo CA.............................................................................39
2.3.3 Team Concept [29][30].............................................................................................40
2.3.4 Multi-string Inverters [29]........................................................................................41
2.4 Conclusão .....................................................................................................................43
CAPÍTULO 3 - MODOS DE OPERAÇÃO DO SISTEMA PV.........................................45
3.1 Introdução.....................................................................................................................45
3.2 Sistema fotovoltaico descentralizado ...........................................................................45
3.3 Descrição dos modos de operação................................................................................48
3.3.1 Modo 1......................................................................................................................49
3.3.2 Modo 2......................................................................................................................49
3.3.3 Modo 3......................................................................................................................50
3.3.4 Modo 4......................................................................................................................51
3.3.5 Modo5.......................................................................................................................52
3.3.6 Modo 6......................................................................................................................53
3.3.7 Modo 7......................................................................................................................54
3.3.8 Perfil diário de radiação e modos de operação.........................................................54
3.4 Controle de supervisão .................................................................................................57
3.5 Conclusão .....................................................................................................................63
CAPÍTULO 4 - CONTROLE DOS CONVERSORES .......................................................64
4.1 Introdução.....................................................................................................................64
4.2 Algoritmo MPPT..........................................................................................................64
4.2.1 Características de células fotovoltaicas....................................................................64
4.2.2 Algoritmo P&O convencional..................................................................................66
4.2.3 Algoritmo P&O modificado .....................................................................................68
4.2.4 Resultados de simulação...........................................................................................69
4.2.5 Comparação entre os algoritmos P&O.....................................................................72
4.3 Malha de tensão do barramento CC – DCBR ..............................................................74
4.3.1 Modelo do conversor Boost de entrada em condução contínua ...............................74
4.3.2 Projeto compensador PI+Feedforward.....................................................................76
4.3.3 Resultados de simulação...........................................................................................79
4.4 Malha de tensão conversor Boost bidirecional.............................................................83
4.4.1 Modelo conversor Boost bidirecional em condução contínua..................................84
4.4.2 Projeto compensador PI............................................................................................85
4.4.3 Resultados de simulação...........................................................................................88
4.5 Malha de corrente conversor Buck Bidirecional...........................................................90
4.5.1 Modelo conversor Buck bidirecional em condução contínua – Malha de corrente..92
4.5.2 Projeto compensador PI............................................................................................94
4.5.3 Resultados de simulação...........................................................................................96
4.6 Malha de tensão conversor Buck bidirecional..............................................................97
4.6.1 Modelo conversor Buck bidirecional em condução contínua – Malha de tensão.....98
4.6.2 Projeto compensador P .............................................................................................99
4.6.3 Resultados de simulação.........................................................................................101
4.7 Conclusão ...................................................................................................................104
CAPÍTULO 5 - RESULTADOS EXPERIMENTAIS.......................................................106
5.1 Introdução...................................................................................................................106
5.2 Algoritmo MPPT........................................................................................................108
5.3 Malha de tensão do barramento CC – DCBR ............................................................113
5.4 Malha de tensão do conversor Boost bidirecional......................................................115
5.5 Malha de corrente conversor Buck bidirecional .........................................................116
5.6 Malha de tensão conversor Buck bidirecional............................................................119
5.7 Conclusão ...................................................................................................................121
CONCLUSÃO.......................................................................................................................123
BIBLIOGRAFIA ..................................................................................................................127
ANEXO A – PROJETO DO CONVERSOR BIDIRECIONAL .................................131
A.1 Conversor Boost bidirecional .....................................................................................132
A.2 Conversor Buck bidirecional......................................................................................133
A.3 Projeto físico dos indutores ........................................................................................134
ANEXO B – PROJETO DO FILTRO DE SAÍDA.......................................................139
B.1 Determinação da frequência natural do filtro.............................................................140
B.2 Obtenção da relação entre L e C.................................................................................141
B.3 Determinação de L e C...............................................................................................141
B.4 Projeto físico do indutor L..........................................................................................142
INTRODUÇÃO
O acúmulo de gases causadores do efeito estufa na atmosfera terrestre e suas
implicações no cotidiano da humanidade são umas das grandes preocupações mundiais da
atualidade, cujas previsões indicam que o problema tende a se agravar drasticamente nas
próximas décadas [1].
Aliado a isso, o fato de que a demanda por energia elétrica cresce constantemente com
a evolução humana e que a geração de energia mundial é predominantemente baseada em
combustíveis escassos e extinguíveis (urânio, gás natural, carvão e petróleo), Figura 1.1 nos
leva a inevitável conclusão de que o investimento e os esforços no desenvolvimento de fontes
alternativas de energia se tornam imperativos quando se deseja um desenvolvimento humano
com responsabilidade ambiental e um crescimento da economia global desacoplado de fontes
de combustíveis fósseis.
2004 Fuel Shares of World Total Primary Energy Supply
Coal
25.1%
Geothermal
0.414%
Solar 0.039%
Wind 0.064%
Tide0.0004%
Nuclear
6.5%
Gas
20.9%
Oil
34.3%
Non-renew. waste
0.2%
Other**
0.5%
Hydro 2.2%
Combustible
renewables
and
ren. waste
10.6%
Renewables
13.1%
Figura 1.1 Distribuição das fontes primárias na demanda global de energia [2].
Diversas são as possibilidades de fontes alternativas de energia utilizadas com o
intuito de gerar energia elétrica. Entre elas cita-se a geração de eletricidade por meio de
centrais hidrelétricas, turbinas eólicas, movimento das marés, painéis solares fotovoltaicos e
outras, cada uma com suas características particulares e com seus respectivos nichos de
aplicação.
É consenso entre vários setores da comunidade científica de que a energia elétrica
necessária para suprir a demanda nas próximas décadas será proveniente do sol. A Figura 1.2
20
representa o potencial de geração de energia a partir da radiação proveniente do sol quando
comparado com as reservas atuais de combustíveis fósseis normalmente utilizados na geração
de energia elétrica e com o consumo global anual de energia.
A
nnual solar irradiation
to the earth
Gas
Oil
Coal
Uranium
Global annual energy consuption
Established global
energy resources
Source: Eco Solar Equipment Ltd.
Figura 1.2 Potencial de geração de energia a partir do sol [3].
Com exceção da geração de energia por meio de painéis fotovoltaicos, todas as outras
formas de energia alternativa podem ser entendidas como sendo uma forma indireta de
geração de energia a partir do sol. Além do benefício de conversão direta de energia solar em
energia elétrica por meio do efeito fotovoltaico [4], sem processos térmicos ou mecânicos
intermediários, os sistemas fotovoltaicos apresentam inúmeras vantagens como as descritas a
seguir.
• O combustível é totalmente grátis e inextinguível, sol é o único recurso necessário;
• Não produz ruído ou gases poluentes;
• Seguros e altamente confiáveis, vida útil próxima de 30 anos;
• Módulos fotovoltaicos podem ser reciclados;
• Fácil instalação e baixa manutenção;
• Leva eletricidade a áreas remotas e isoladas, melhorando as condições de vida dessas
populações;
• Pode ser esteticamente integrado a edificações (BIPV);
• O Energy pay-back time está reduzindo com a evolução da tecnologia;
• Gera milhares de empregos;
• Eleva confiabilidade da malha energética de um país.
21
Com relação à emissão de gases causadores do efeito estufa, principalmente CO
2
, a
Figura 1.3 apresenta a quantidade em gramas de CO
2
emitidos no ambiente por KWh de
energia gerado para diferentes fontes de energia. Nota-se a discrepância entre os índices de
emissão das fontes renováveis, como a fotovoltaica e eólica, quando comparadas com a
geração baseada em combustíveis fósseis como o carvão.
From: Externe project, 2003; Kim and Dale, 2005; Fthenakis and Kim, 2006; Fthenakis and Kim, 2007; Fthenakis and Alsema, 2006
Greenshouse gases
(grams per kilowatt-hour
of CO
2
equivalent)
900
850
400
45
37
18
11
Photovoltaics
Coal
Oil
Gas combined-cycle
Biomass
Multi-crystaline silicon
Cadium telluride (thin flm)
Wind
Figura 1.3 Emissão de CO
2
por KWh para cada tipo de fonte [3].
Para tornar mais evidente os benefícios do uso de energias renováveis na redução dos
índices de emissão de gases poluentes, a Figura 1.4 apresenta valores reais e projeções da
redução anual de emissão de CO
2
na atmosfera se as previsões da utilização cada vez maior
da energia solar fotovoltaica como fonte geradora forem alcançadas.
22
20202005 2010 2015
180
160
140
120
100
80
60
40
20
Figura 1.4 Economia global anual de CO
2
(milhões de Toneladas) [5].
Apesar das inúmeras vantagens atribuídas a geração de energia elétrica por meio de
células fotovoltaicas, foco deste trabalho, esta tecnologia ainda necessita de significativos
investimentos em pesquisa para se tornar competitiva, uma vez que os custos dos painéis
fotovoltaicos ainda são elevados e os mesmos possuem uma eficiência de conversão de
energia relativamente baixa.
Os custos relativos a esta tecnologia decrescem anualmente na proporção em que a
capacidade de painéis fotovoltaicos instalados aumenta e o processo de produção das células
amadurece. Com o objetivo de disseminar a utilização desta tecnologia vários países fornecem
incentivos para usuários de sistemas fotovoltaicos, tanto em aplicações residenciais quantos
para geração de energia em larga escala. Um exemplo de que este tipo de incentivo gera
resultado pode ser observado na Alemanha, onde desde 1991 com o programa “1000 Roofs
Program”, o governo alemão fornece condições para que a tecnologia fotovoltaica evolua e
ganhe espaço no mercado energético. A Figura 1.5 demonstra a evolução da potência PV
instalada na Alemanha e o impacto que os programas de incentivo causaram na disseminação
da tecnologia PV.
23
33
3
4
7
10
12
40
78
80
150
600
850
850
123
1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
New feed-in Law
Feed-in Law
100,000 roof programm
1,000 roof programm
annually installed PV power in MWp
Infuence of Feed-in Tariff on annual PV installations in Germany (MWp)
Figura 1.5 Evolução da potência PV instalada na Alemanha [1].
No Brasil ainda não existe nenhum programa de incentivo que vise especificamente o
desenvolvimento da tecnologia solar fotovoltaica no país. Por sua vez o programa “Luz para
todos” do governo federal tem de certa forma criado um nicho de mercado para a tecnologia
PV, objetivando levar energia elétrica a comunidades isoladas do país, e em várias delas a
utilização de painéis fotovoltaicos é a única maneira de gerar energia localmente, já que levar
linhas de transmissão até estas comunidades é economicamente inviável. Embora a legislação
do setor elétrico brasileiro não preveja a incorporação deste tipo de geração na malha
energética do país, tem havido uma adaptação natural a esta nova realidade. Com relação a
normas regulamentadoras, a Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT) vem se
empenhando na elaboração de normas que padronizem os sistemas fotovoltaicos conectados a
rede elétrica [6].
Apesar de ainda incipiente em nosso país, este tipo de tecnologia tem um potencial
significativo de crescimento pelas nossas características climáticas naturais. Uma importante
reflexão sobre o impacto que a energia fotovoltaica pode apresentar em nosso país é que, se
toda a área ocupada pela usina hidrelétrica de Itaipu fosse coberta com painéis fotovoltaicos
disponíveis comercialmente, a energia gerada seria aproximadamente igual ao dobro da
gerada atualmente em Itaipu e igual a metade de toda energia consumida no país. Quando
24
comparada com outra fonte de energia alternativa, as vantagens da energia solar fotovoltaica
também são expressivas. Continuando no exemplo de painéis cobrindo a área ocupada por
Itaipu, a energia gerada nessa situação seria aproximadamente igual a 60% do potencial de
geração eólico de todo Brasil. Esses indicadores demonstram a importância que a energia
fotovoltaica pode representar ao nosso país.
A Figura 1.6 apresenta uma média anual da radiação diária incidente no Brasil,
confirmando o potencial fotovoltaico de geração de energia no país. Fazendo uma relação
com a Alemanha, os piores níveis de radiação solar do Brasil, cidade de Florianópolis, são
40% melhores que os melhores índices de radiação na Alemanha.
Figura 1.6 Radiação solar global diária - média anual típica (Wh/m
2
.dia) [7].
25
1.1 Aplicações de sistemas PV
Entre as aplicações da tecnologia fotovoltaica, elas basicamente se diferenciam pela
localidade onde será instalado o sistema, se há a possibilidade de conexão com a rede elétrica
ou não, e com o tipo de carga para a qual se deseja fornecer energia. Seis aplicações são
mencionadas nesta dissertação como é apresentado a seguir.
Annual PV installations by application
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
2007
2010 2020 2030
On-grid
Off-grid rural electrification
Off-grid industrial
Consumer applications
Figura 1.7 Instalações PV por aplicação [8].
1.1.1 Sistemas domésticos conectados a rede pública de energia (Grid-Connected ou
On-Grid)
Como observado na Figura 1.7 este tipo de aplicação compreende a maior fatia do
mercado fotovoltaico atualmente. Comum aos grandes centros urbanos, esta categoria gera
energia elétrica para residências e prédios comerciais. Tendo em vista que esses sistemas
estão conectados a rede pública de distribuição de energia, dispensando a necessidade do uso
de um sistema armazenador de energia tal como um banco de baterias.
Em situações em que a energia gerada pelos painéis fotovoltaicos supera a demanda
imposta pelas cargas, o excesso é injetado na rede pública e o proprietário recebe por esta
energia vendida à concessionária. Durante os períodos em que não há sol a energia disponível
na rede pública alimenta às cargas.
26
Este tipo de aplicação também utiliza um sistema inversor de forma a adequar a
potência CC produzida pelos painéis, transformando em CA para o correto funcionamento dos
equipamentos.
1.1.2
Plantas centralizadas conectadas a rede pública de energia (Grid-Connected ou
On-Grid)
Outra possibilidade de sistemas conectados a rede pública de energia, porém com
geração de energia na ordem de KWh ou MWh em um único ponto centralizado.
Normalmente ocupam grandes áreas cobertas por painéis fotovoltaicos e próximas a pontos de
grande consumo de energia, como grandes indústrias ou aeroportos. Muitas vezes se utilizam
do espaço disponível nas edificações industriais ou comerciais, dispensando a necessidade de
ocupação de uma área adicional para a produção de energia.
Da mesma forma que na aplicação anterior pode-se vender o excesso de energia ou
comprar da concessionária quando a energia gerada pelos painéis fotovoltaicos não for
suficiente.
1.1.3
Sistemas isolados para eletrificação rural (Stand-alone)
Quando não existe a possibilidade de conexão a rede elétrica de energia os sistemas
fotovoltaicos são conectados a um sistema armazenador, normalmente um banco de baterias,
por meio de um controlador de carga com o intuito de armazenar energia para períodos de
ausência de radiação solar. Este tipo de sistema normalmente é utilizado em comunidades
isoladas, como montanhas, pequenas ilhas e etc., com o objetivo de levar desenvolvimento
para estas comunidades.
São sistemas com capacidade de gerar energia suficiente para suprir as necessidades
de uma residência simples ou de um pequeno conjunto de consumidores. Também podem ser
empregadas em sistemas de bombeamento de água, iluminação pública, sistemas de uso
coletivo como escolas e postos de saúde, eletrificação de cercas, produção de gelo ou
dessalinização da água e em estações de telefonia e monitoramento remoto [7].
As dimensões e características do sistema analisado e implementado nesta dissertação
o enquadram neste nicho de aplicação.
27
1.1.4
Sistemas híbridos
Estes sistemas combinam diversos tipos de fontes alternativas de energia, como
fotovoltaica, eólica e biomassa, as quais atuam de forma complementar no fornecimento de
energia. Podem ser conectados a rede elétrica ou isolados, e de capacidades de geração de
energia elétrica variadas.
1.1.5
Bens de consumos
Células solares fotovoltaicas, principalmente as de silício amorfo hidrogenado (a-Si),
são largamente utilizadas em equipamentos presentes no nosso cotidiano tais como relógios,
calculadoras, brinquedos, carregadores de baterias ou tetos-solares de automóveis.
Podemos também encontrar sistemas fotovoltaicos presentes em sistemas de irrigação
de jardins, sinais rodoviários, cabines telefônicas e iluminação.
1.1.6
Sistemas isolados industriais (Stand-alone)
Outro tipo de aplicação na qual não existe a conexão com a rede pública de energia,
porém com a finalidade de suprir energia para aplicações industriais remotas, bastante comum
na área de telecomunicações de forma a interligar comunidades rurais com o resto do país ou
em telefones de segurança em auto-estradas e sinais de ajuda a navegação.
São altamente competitivas economicamente, pois permite que empresas tenham
alcance de seus produtos a regiões até então impossíveis de se chegar uma vez que é
totalmente inviável levar a rede pública de energia até elas.
1.2 Componentes de um sistema isolado
A diferença principal entre um sistema conectado a rede elétrica e um sistema isolado
é basicamente a presença de um banco de baterias no sistema isolado com o objetivo de
28
fornecer energia em situações em que a energia gerada pelos painéis não é suficiente. A seguir
é apresentada uma descrição de todos os elementos que compõem um sistema fotovoltaico
não conectado a rede elétrica, como observado na Figura 1.8.
Fonte: CENTRO DE REFERÊNCIA PARA A ENERGIA SOLAR E EÓLICA SÉRGIO DE SALVO BRITO - CRESESB. 2000. Disponível em: www.cresesb.cepel.br/cresesb.htm (adaptado).
Figura 1.8 Ilustração de um sistema de geração fotovoltaica de energia elétrica [7].
1.2.1 Painéis fotovoltaicos
Os painéis fotovoltaicos são a parte mais importante de um sistema fotovoltaico, sendo
responsáveis pela conversão, por meio do efeito fotoelétrico, de energia luminosa presente na
radiação solar em energia elétrica. Diversos são os tipos de painéis empregados em sistemas
fotovoltaicos e diversos são os materiais que compõem estes painéis, sendo os painéis de
silício os mais comuns, uma vez que o silício é o segundo elemento mais abundante na
natureza [6].
Entre as tecnologias fotovoltaicas comercialmente disponíveis destaca-se em ordem de
maturidade e utilização o silício cristalino (c-Si), o silício amorfo hidrogenado (a-Si), o
telureto de cádmio (CdTe) e os compostos relacionados ao disseleneto de cobre (gálio) e
índio, sendo esses últimos elementos tóxicos e raros.
O silício cristalino (c-Si) é a mais disseminada das tecnologias e é a única em que as
laminas cristalinas são relativamente espessas quando comparadas com outras tecnologias que
se baseiam em filmes finos.
29
Enquanto que os custos envolvidos na produção de células com a tecnologia c-Si já
estão praticamente estagnados é nas tecnologias de filmes finos que residem a grande
esperança de se obter painéis fotovoltaicos mais baratos.
Com relação à eficiência dos painéis fotovoltaicos pode-se afirmar que a tecnologia c-
Si é a que possui maior eficiência de conversão de energia, com evolução gradual ao longo
dos anos, Figura 1.9.
Development of average cell
effciency for crystalline cells
14.5
17.5
17
16.5
16
15.5
15
10
11
12
13
14
15
16
17
18
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
%
Figura 1.9 Evolução da eficiência de células cristalinas [8].
Uma vez que as células fotovoltaicas têm por características o baixo nível de tensão
em seus terminais, os painéis fotovoltaicos nada mais são do que a conexão série de várias
células, normalmente ainda se faz necessária a conexão série de alguns painéis de maneira a
obter os níveis de tensão e potência desejados para a correta operação do sistema.
As características elétricas relativas às células solares fotovoltaicas serão discutidas no
capítulo 4 quando as técnicas de rastreamento do ponto de máxima potência forem abordadas.
1.2.2
Inversor
Tanto células solares fotovoltaicas quanto o banco de baterias tem por característica a
geração de energia na forma de corrente contínua CC, por sua vez a grande maioria das cargas
são alimentadas em corrente alternada CA. Desta forma em sistemas fotovoltaicos autônomos
ou conectados a rede publica de energia, se faz necessária a utilização de um sistema inversor
30
o qual converte a energia em CC proveniente dos módulos solares e/ou baterias em energia
CA dentro dos padrões de especificações definidos pelas cargas conectadas ao sistema.
Além das inúmeras topologias de inversores presentes na literatura, várias são as
configurações possíveis de utilização dos mesmos, como a utilização de um único inversor
para tratar a energia de todo sistema fotovoltaico ou a associação de vários inversores no
mesmo sistema, cada um com potência igual a uma parcela da potência total do sistema.
Além da função básica de converter energia CC em CA, um inversor conectado a um
sistema fotovoltaico deve reunir características como alta eficiência, segurança, confiabilidade
e qualidade da energia gerada.
Um acréscimo de eficiência do inversor de 1% pode resultar em uma elevação de 10%
de energia gerada pelo sistema ao longo de um ano de operação [6]. Outro aspecto importante
na hora da escolha do inversor é que normalmente a curva de eficiência de um inversor
apresenta seu valor máximo para uma potência menor que a potência nominal, o que nos leva
a concluir que para determinadas aplicações pode ser vantajoso utilizar um inversor sobre
dimensionado visando uma elevação na eficiência de conversão.
Vários cuidados de segurança devem ser observados em um sistema inversor, desde
proteção contra sobrecarga, desvios na frequência ou tensão e o fenômeno de ilhamento
(islanding). Este último fenômeno, próprio dos sistemas conectados a rede elétrica,
compreende que sob nenhuma circunstância o sistema deve injetar energia na rede pública
quando esta estiver desligada de maneira a não energizá-la oferecendo riscos aos operadores
do sistema.
Cuidados relativos à qualidade de energia entregue a carga compreendem que o
conteúdo harmônico de energia deve ser reduzido, a tensão deve ser senoidal 60Hz com uma
variação máxima de 1%, o fator de potência maior que 0,92 e não é admitida injeção de
corrente CC de forma a não saturar os transformadores da concessionária quando o sistema
PV for conectado à rede pública de energia. A tensão máxima de entrada do inversor deve ser
observada na escolha da configuração de painéis conectados em série.
Em sistemas fotovoltaicos com um único estágio de conversão, Single Stage, o
inversor possui uma segunda função além de realizar a conversão CC/CA, rastrear o ponto de
máxima potência do painel ou arranjo de painéis conectados a ele. Várias são as técnicas de
rastreamento do ponto de máxima potência de células fotovoltaicas, as curvas características
das células e as técnicas de rastreamento do MPP (Maximum Power Point) serão abordadas
no capítulo 4.
31
1.2.3
Banco de baterias
Uma fatia importante e em crescente desenvolvimento das aplicações dos sistemas
fotovoltaicos são os sistemas isolados ou não conectados a rede elétrica. Nesses casos uma
vez que a fonte principal não gera energia de forma contínua, o uso de um sistema
acumulador que absorva o excesso de energia gerada e compense a falta de energia em
momentos de ausência de radiação suficiente, dias nublados e noite, se faz indispensável.
Embora não corresponda a maior parte nos custos de instalação de um sistema
fotovoltaico [9], o banco de baterias torna-se o elemento mais oneroso de um sistema quando
gastos com manutenção e operação são considerados, uma vez que a vida útil de uma bateria é
aproximadamente seis vezes menor que a vida útil de painel fotovoltaico [10-12].
Desta forma, escolher a bateria certa para a aplicação e a técnica de carga apropriada
se torna imperativo. As baterias de Chumbo Ácido e Níquel Cádmio são as mais empregadas
em aplicações onde a fonte principal são painéis fotovoltaicos, uma vez que se comportam
melhor perante situações comuns para este tipo de sistema, como cargas e descargas
irregulares relativas ao perfil de radiação diário, descargas com corrente de baixa intensidade,
cargas e descargas excessivas e até menos ausência de carga completa por vários dias devido
à ausência de sol [13].
Uma lista de características desejáveis para baterias aplicadas a sistemas fotovoltaicos
é apresentada a seguir:
• Elevada vida cíclica para descargas profundas;
• Necessidade de pouca ou nenhuma manutenção;
• Elevada eficiência de carregamento;
• Baixa taxa de auto-descarga;
• Confiabilidade;
• Larga faixa de temperatura de operação;
• Alta densidade de energia;
Obviamente, é muito difícil encontrar uma tecnologia de baterias que satisfaça todas
as características desejáveis listadas acima e ainda apresente baixo custo. Desta forma, deve-
se fazer um balanço das características das baterias disponíveis e encontrar a que melhor
satisfaz as expectativas do projetista.
32
Tipo mais comum de baterias encontradas em sistemas fotovoltaicos, as baterias de
Chumbo Ácido apresentam como principais vantagens o custo e larga faixa de energia
disponível comercialmente [14]. Variações deste tipo de tecnologia, relacionadas à aplicação,
podem ser encontradas no mercado, e as principais são:
• Baterias de arranque: utilizada para descargas profundas e de curta duração;
• Baterias de tração: para descargas profundas e carga em curto período de tempo, bem
aplicáveis a veículos elétricos;
• Baterias estacionárias: as quais operam por longos períodos quase sem carga, mas
podem suportar rápidos regimes de descarga.
Baterias de Chumbo Ácido podem ser seladas (VRLA) ou abertas. As baterias do tipo
seladas têm como principal vantagem a não necessidade de manutenção, ou seja, não é
necessário repor água durante a sua vida útil. Já as baterias de Chumbo Ácido abertas
necessitam de uma constante verificação do nível de eletrólito de forma a opera corretamente
durante a sua vida útil [14].
1.2.4
Regulador de carga
Também chamado controlador de carga ou gerenciador de carga, este dispositivo é
incluído na maioria dos sistemas fotovoltaicos e tem por objetivo gerenciar a transferência de
energia do painel ou arranjo fotovoltaico para a bateria ou banco de baterias e das baterias
para as cargas com a função de proteger o banco de baterias contra cargas ou descargas
excessivas prolongando assim a vida útil das mesmas.
Desta forma devem monitorar o estado de carga do banco de baterias de modo a
desconectar os painéis quando a carga for plena e desconectar as baterias quando atingir um
nível mínimo de carga de segurança. É importante que um regulador de carga permita o ajuste
dos seus parâmetros de maneira a adaptá-los aos diferentes tipos de baterias ou então devem
ser vendidos com informações claras de para qual tipo de bateria ele foi projetado.
Diversas são as maneiras de se determinar o estado de carga do banco de baterias, a
mais comum entre os reguladores de carga é através da medida da tensão das baterias, desta
forma basta manter o banco dentro de um limite mínimo e um máximo de tensão,
especificados pelo fabricante, de modo a manter uma operação segura e não prejudicar a vida
útil do banco de baterias.
33
Dois tipos principais de controladores de carga são encontrados comercialmente,
controladores com configuração shunt e controladores de configuração série [14]. O primeiro
utiliza um dispositivo de estado sólido ou relé eletromecânico em paralelo com o arranjo
fotovoltaico e com o banco de baterias de forma a interromper ou reduzir a corrente entregue
ao banco de baterias quando estiverem plenamente carregadas. O regulador de carga do tipo
shunt se comporta como uma resistência variável de forma a manter a tensão na saída dos
painéis constante e igual ao valor máximo permitido.
Esta configuração demanda um diodo de bloqueio entre o elemento de chaveamento e
as baterias impedindo curto-circuito quando a corrente é desviada.
Já nos reguladores de configuração série, uma chave de estado sólido ou relé
eletromecânico é ligada em série com o arranjo de painéis de forma a desconectá-los quando a
tensão das baterias atingir o limite que caracteriza a carga completa. O diodo de bloqueio não
é necessário para esta configuração.
Por consumir menos energia que a configuração série, a configuração shunt é a mais
utilizada em sistemas PV.
1.3 Organização da dissertação
Os assuntos tratados em cada seção desta dissertação são apresentados, de forma
resumida, como segue.
Capítulo 2: este capítulo apresenta as principais configurações de sistemas
fotovoltaicos isolados que podem ser encontrados na literatura. Inicialmente confronta as
principais características das configurações centralizadas e descentralizadas apontando
vantagens e desvantagens de cada uma. Focando a configuração descentralizada, a qual foi
escolhida mais adequada para aplicação, quatro topologias com esta configuração são
analisadas, apontando suas potencialidades. Entre as quatro apresentadas, a topologia Multi-
String Inverters foi escolhida como base para o circuito proposto a seguir.
Capítulo 3: apresenta o sistema proposto e implementado, descrevendo cada uma das
suas partes. Como o sistema fotovoltaico proposto deve operar para qualquer condição de
radiação solar e carga das baterias se faz necessário encontrar todos os possíveis modos de
operação em que o sistema pode operar, de forma a prever o comportamento ideal de cada
parte do sistema para aquela determinada condição de funcionamento. Ao todo são sete
modos de operação possíveis para este sistema.
34
Em seguida dois exemplos de configuração de perfis de carga para o mesmo perfil de
radiação são analisados de forma a analisar como ocorrem os modos de operação ao longo do
dia.
Um sistema supervisório que analisa as variáveis medidas no sistema e a partir delas
determina qual modo de operação deve estar ativo é discutido ao fim deste capitulo.
Capítulo 5: no quinto capítulo da dissertação são apresentados os projetos e os
resultados de simulação das malhas de controle que estão ativas quando o sistema trabalhar
em cada modo de operação. Inicialmente é feita uma breve abordagem sobre as características
elétricas de uma célula fotovoltaica de maneira a introduzir a analise do desempenho de duas
técnicas de rastreamento do ponto de máxima potência, o algoritmo P&O convencional e o
modificado. Em seguida as demais malhas de controle que podem atuar nos conversores
Boost do estágio de entrada e no conversor bidirecional são projetadas e os resultados de
simulação apresentados.
Capítulo 6: este capítulo apresenta os resultados experimentais para todos os modos de
operação do sistema implementado buscando validar o projeto dos compensadores, foram
implementados o algoritmo de rastreamento do ponto de máxima potência, a regulação do
barramento a partir dos conversores de entrada (DCBR), a regulação do barramento CC
através do conversor Boost bidirecional e as duas malhas de controle necessárias para realizar
a carga do banco de baterias.
Conclusão: as conclusões relevantes acerca do que foi apresentado na dissertação são
apresentas neste capítulo, propostas de trabalhos futuros que visam a complementação e o
aperfeiçoamento do sistema implementado finalizam a presente dissertação de mestrado.
35
CAPÍTULO 2 - SISTEMAS FOTOVOLTAICOS ISOLADOS
2.1 Introdução
A eletrônica de potência presente na interface entre os módulos fotovoltaicos e as
cargas a serem alimentadas possui duas funções principais: deve realizar a conversão da
tensão CC gerada pelos painéis em corrente CA adequada para a rede ou carga; quando o
sistema for conectado a rede ou alimentar cargas com característica CA, a outra função é
controlar as condições de operação dos painéis de maneira em que o ponto de trabalho dos
mesmos seja o que fornece a máxima potência possível. Estas duas tarefas devem ser
realizadas com a máxima eficiência e para uma larga faixa de variações do ambiente, uma vez
que o sistema deve operar dia e noite e em todas as estações do ano.
A busca pelo ponto de máxima potência é feita por meio de um dispositivo rastreador
o qual normalmente se baseia em um dos três esquemas a seguir: Perturbação e Observação
(P&O), Condutância Incremental (IncCond) ou Tensão Constante (CV).
Por sua vez, a energia injetada na rede pública ou diretamente entregue as cargas deve
compreender características de qualidade de energia como, limites máximos de injeção de
harmônicos, capacidade de determinar os estado de ilhamento do sistema e outros.
Entre as diversas topologias de sistemas fotovoltaicos encontradas na literatura, nesse
trabalho são exemplificados os cinco tipos considerados principais, os quais são classificados
de acordo com a disposição e quantidade dos conversores que constituem um sistema
fotovoltaico isolado com carga CA e armazenamento de energia.
Desta forma, este capítulo visa apresentar uma discussão com relação a estas
tecnologias e também as suas características e potencialidades. Nenhuma das cinco topologias
é exclusivamente utilizada em sistemas fotovoltaicos não conectados à rede elétrica, e
algumas são adaptadas de aplicações do tipo Grid-Connected.
36
2.2 Sistemas centralizados
2.2.1 Central Inverter
A topologia Central Inverter, mais antiga e largamente usada em sistemas PV,
normalmente aparece na literatura indicada para aplicações em sistemas conectados à rede
pública de energia [15]. Esta topologia caracteriza-se pela presença de um conjunto de
arranjos fotovoltaicos dispostos em conexão série (String) e/ou paralela formando a fonte
geradora de energia, e um único inversor com a função de transferir a energia proveniente dos
arranjos até a rede pública de energia, quando conectado a ela, ou diretamente as cargas se o
sistema for isolado.
Esta topologia possui um diodo de potência (diodo de Bypass) conectado a cada string,
de forma a minimizar os efeitos causados pelo sombreamento parcial ou pelo efeito mismatch,
impedindo a circulação de corrente entre as strings.
Apesar das vantagens econômicas e da robustez que esta topologia apresenta, as suas
principais características são também as suas principais desvantagens:
• Rastreamento do ponto de máxima potência não otimizado;
• Perdas adicionais nos diodos das Strings;
• Poucas opções de expansibilidades;
• Condutores dimensionados para altos níveis de potência;
Entre as desvantagens apresentadas acima a mais importante é o fato de que com essa
topologia não é possível realizar um rastreamento da máxima potência disponível de forma
individualizada. Uma vez que o inversor centralizado exige altos níveis de tensão de entrada
se faz necessária a conexão de muitos painéis fotovoltaicos em série, e considerando a
impossibilidade de se conseguir produzir painéis com características elétricas iguais,
fenômeno conhecido como mismatch, ou que todos os painéis conectados em série estejam
submetidos ao mesmo nível de radiação solar, a corrente que irá circular pela String será
ditada pelas características elétricas do pior painel ou do painel com menor índice de radiação
solar. Desta forma a eficiência total de conversão do arranjo fotovoltaico irá reduzir
significativamente e problemas conhecidos como “pontos quentes” são observados nas células
37
sombreadas, uma vez que estas atuam como carga para os painéis com nível de radiação
maior.
Filtro
Inversor
CC
CA
carga
PV
PV
PV
PV
PV
PV
Figura 2.1 Topologia Central Inverter.
A Figura 2.1 apresenta a configuração de um sistema de geração fotovoltaica baseado
na topologia Central Inverter, onde se percebe que um único inversor é o responsável por
realizar a conversão de energia de todos os arranjos conectados ao sistema.
2.3 Sistemas descentralizados
2.3.1 String Inverters
A topologia String Inverters é uma expansão do conceito da topologia Central Inverter
sendo formada por um conjunto de unidades do tipo Central Inverter de potências menores e
cujas saídas de todos os conjuntos são interligadas para alimentação da carga, Figura 2.2.
Se a tensão de entrada não for alta o suficiente, um estágio amplificador pode ser
necessário, chamada de configuração Two Stage, onde a amplificação da tensão pode ser feita
por meio de um conversor Boost CC-CC ou através de um transformador presente em um
conversor CC-CC de alta frequência.
Configurações com apenas um estágio de conversão, chamada de configuração Single
Stage, apresentam a vantagem de ter um número de componentes reduzido e por
consequência uma eficiência elevada. Porém, de forma a desacoplar o arranjo de painéis
38
fotovoltaicos do estágio de saída de potência, são utilizados grandes capacitores eletrolíticos
no barramento CC das configurações Single Stage, que por sua vez são o elo fraco do sistema
fotovoltaico levando a redução da vida útil dos inversores.
Com as configurações Two Stage, um conversor CC-CC de entrada é utilizado para
desacoplar o arranjo de entrada das ondulações da potência de saída, e apesar da pequena
redução na eficiência global do sistema que estágio adicional insere, apresenta-se como uma
configuração vantajosa uma vez que permite a operação do sistema sob uma larga faixa de
tensão de entrada. Soma-se a isso o fato de que o número de módulos necessários para formar
um String torna-se mais flexível.
Uma vez que para esta topologia são dispensados os diodos de Bypass, não existem
perdas associadas a eles e como o rastreamento do ponto de máxima potência pode ser
realizado individualmente para cada arranjo, a eficiência global do sistema tende a aumentar
quando comparada com a topologia centralizada apresentada anteriormente [16].
Outra vantagem desta topologia é a sua maior versatilidade e possibilidade de
expansão uma vez que arranjos menores estão conectados a cada inversor [17].
Inversor
Inversor
CC
CA
PV
PV
carga
Filtro
CC
CA
PV
PV
Filtro
Figura 2.2 Topologia String Inverters.
39
2.3.2
Module Integrated – Módulo CA
Uma topologia de sistemas fotovoltaicos, relativamente recente na literatura e que vem
se mostrando bastante vantajosa é a Módulo CA (do inglês AC Module), que pode ser
considerada uma versão da topologia String Inverters. É a mais descentralizada de todas as
topologias, possuindo um inversor para cada painel fotovoltaico, o que permite o rastreamento
ótimo do ponto de máxima potência, evitando problemas de sombreamento parcial dos painéis
ou por diferenças elétricas entre as células fotovoltaicas. Posteriormente todos os inversores
são conectados em paralelo e colocados junto à carga ou conectados a rede.
A versatilidade e expansibilidade do sistema são um dos pontos fortes dessa
configuração, uma vez que apenas um conjunto painel fotovoltaico/inversor é necessário para
começar ou expandir o sistema. Não existe cabeamento no lado CC do sistema, pois o
inversor normalmente é acoplado nas costas do próprio módulo e dentro da caixa de conexões
do mesmo.
Um apanhado das características vantajosas desta topologia é listado a seguir:
• Confiabilidade: aumenta uma vez que o Hardware é distribuído;
• Simplicidade: não existem componentes ou cabos de alta tensão no lado CC;
• Penetração no mercado: Apenas um painel é o necessário para se começar um sistema;
• MPPT individualizado: possibilita orientação distinta para cada painel e soluciona o
problema do sombreamento parcial dos arranjos e mismatch;
• Custos: produção em massa proporciona redução nos custos de produção;
• Padronização: proporciona redução nos custos de projeto e instalação;
• Segurança: são inerentemente mais seguros que os sistemas convencionais devido aos
baixos níveis de tensão envolvidos;
A desvantagem desta topologia é que devido à baixa tensão de entrada é necessário um
conversor CC-CC ou um transformador para elevar os níveis de tensão de acordo com as
necessidades da carga, a inclusão deste estágio elevador eleva os custos do sistema [18]. É
sabido que o custo dos inversores para sistemas acima de 50kW se torna mais barato [19].
A Figura 2.3 apresenta a configuração típica da topologia Módulo CA. Como
vantagem adicional desta topologia cita-se que a mesma permite a utilização de módulos
dispostos em diferentes orientações e de diferentes potências, porém com a padronização da
40
potência dos módulos CA pode levar a uma produção em larga escala reduzindo ainda mais os
custos relacionados ao inversor.
Inversor
carga
CC
CA
PV
PV
PV
CC
CA
CC
CA
Figura 2.3 Topologia Módulo CA.
2.3.3 Team Concept
As novas tendências com relação a topologias de sistemas fotovoltaicos levam a
utilização das topologias baseadas no conceito de módulos CA, porém com enfoque no
desenvolvimento na estratégia de gerenciamento da energia gerada pelos painéis fotovoltaicos
do sistema.
O sistema com a topologia Team Concept continua tendo as mesmas características da
topologia Módulo CA, porém um sistema de gerenciamento decide quantos painéis estarão
conectados a cada inversor para uma determinada condição de radiação solar [20],[21]. Em
outras palavras, em condições em que a radiação solar é baixa o sistema conecta vários
painéis ao mesmo sistema inversor de forma a fazer com que o inversor trabalhe o mais
próximo possível da potência na qual a sua eficiência é máxima, enquanto isso alguns
inversores do sistema permanecem ociosos. Na medida em que a radiação solar aumenta os
painéis vão se rearranjando formando pequenos Strings, e quando a radiação for máxima o
41
sistema rearranja-se com a mesma configuração da topologia Módulo CA, um painel por
inversor.
A Figura 2.4 apresenta a configuração típica da topologia Team Concept aplicada a
sistemas fotovoltaicos.
Inversor
carga
CC
CA
PV
PV
PV
CC
CA
CC
CA
Figura 2.4 Topologia Team Concept.
Esta topologia também compartilha das mesmas desvantagens da topologia Módulo
CA, porém acrescenta o grau de complexidade do sistema de controle e gerenciamento de
energia, o que leva a custos maiores de projeto e Hardware.
2.3.4
Multi-string Inverters
A ultima topologia apresentada, e que foi a escolhida para a implementação do sistema
PV desta dissertação, é a topologia Multi-String Inverters. Esta topologia surgiu com o
objetivo de reunir as vantagens da topologia String Inverters com as da topologia Centra
Inverter.
A Figura 2.5 apresenta a configuração do sistema fotovoltaico com a topologia Multi-
String Inverters, esta topologia tem como principal característica a presença de vários
conversores CC-CC com suas saídas conectadas em série formando um estágio de entrada
42
descentralizado, onde cada conversor CC-CC possui seu respectivo arranjo de painéis
fotovoltaicos.
O estágio de entrada implementado de forma descentralizada proporciona todos os
benefícios do rastreamento individual do ponto de máxima potência, tais como: solucionar os
problemas de sombreamento parcial dos painéis ou Mismatch; possibilidade de dispor os
arranjos em diferentes orientações; e arranjos com potências distintas [20].
O fato de possuir um estágio CC-CC amplificador permite que arranjos com poucos
painéis, baixa tensão de entrada, já sejam suficientes para alcançar a tensão de entrada
desejada para o inversor.
Inversor
Filtro
carga
CC
CC
CC
CA
PV
PV
PV
CC
CC
CC
CC
Figura 2.5 Topologia Multi-String Inverters.
As características de modularidade e robustez aumentam consideravelmente com esta
topologia, pois pode ser expandido apenas com a inclusão de um conjunto arranjo de painéis
/conversor CC-CC e a falha de um dos subsistemas não influencia no funcionamento geral do
sistema. Obviamente a possibilidade de expansão destes sistemas fica limitada pela potência
nominal do sistema inversor.
Um único inversor é utilizado para condicionar toda a potência do sistema
fotovoltaico, o que traz para esta topologia a vantagem de ser um inversor mais robusto e
economicamente mais vantajoso.
43
Como ponto negativo desta topologia de sistemas fotovoltaicos pode-se citar a
necessidade de se utilizar um grande capacitor eletrolítico no barramento CC que desempenha
a interface entre os conversores CC-CC do estágio de entrada com o sistema inversor, uma
vez que toda energia gerada pelos arranjos PV são direcionadas ao barramento CC.
Normalmente capacitores eletrolíticos são os responsáveis por falhas no sistema inversor
reduzindo confiabilidade e vida útil.
Outra desvantagem encontrada nessa topologia é a queda suave na eficiência global do
sistema, visto que mais um estágio de amplificação é colocado em série com o caminho de
energia do sistema. Entretanto se for considerado o fato de ganhos adicionais em energia nas
situações de sombreamento desigual dos painéis, o decréscimo na eficiência pode ser
insignificante.
2.4 Conclusão
Com o intuito de gerar condições para a inclusão definitiva da tecnologia solar
fotovoltaica no mercado de energia, pesquisadores e cientistas estudam maneiras de tornar os
sistemas geradores baseados nesta tecnologia mais eficientes e baratos. Desta forma, estudos
científicos vêm sendo realizados com o objetivo de descobrir materiais mais econômicos e
eficientes para a produção das células, bem como encontrar maneiras de reduzir os custos
atribuídos aos módulos PV através do aprimoramento do processo de produção, que
atualmente ainda é caro e não muito eficiente.
Como exemplo da situação atual do processo de manufatura das células, o energy pay-
back time, ou seja, o tempo necessário para que um módulo fotovoltaico gere uma quantidade
de energia igual à energia gasta para produção do mesmo, de um módulo feito de c-Si,
material mais comum encontrado em células fotovoltaicas, é de aproximadamente dois anos.
Entretanto, a necessidade por utilizar fontes renováveis de energia é imperativa e a
tecnologia solar fotovoltaica é uma das mais promissoras pelos motivos já citados nessa
dissertação. Enquanto a tecnologia fotovoltaica evolui ao longo dos anos, a preocupação dos
engenheiros e projetistas de sistemas fotovoltaicos é aproveitar ao máximo toda energia
disponibilizada pelos módulos solares. Este é papel da eletrônica de potência nos sistemas
fotovoltaicos, ou seja, conceber conversores estáticos eficientes e dispostos da melhor
maneira possível de forma a fornecer a máxima energia possível e com qualidade,
maximizando a eficiência global do sistema.
44
Desta forma este capítulo apresentou uma descrição das topologias utilizadas em
sistemas PV encontradas na literatura. Tais topologias foram desenvolvidas para sistemas
conectados a rede elétrica, mas podem ser adaptados para aplicação em sistemas isolados
(Stand Alone). Foram apresentadas topologias centralizadas e descentralizadas. A
configuração Central Inverters foi a topologia centralizada discutida e String Inverters, AC
Modules, Team Concept, e Multi-String Inverters foram as topologias descentralizadas
apresentadas.
A topologia centralizada, primeira desenvolvida para aplicação em sistemas
fotovoltaicos, apresenta um apelo econômico com relação ao custo do inversor centralizado,
porém apresenta desvantagens no aproveitamento da energia quando comparada com as
topologias com estágio de entrada descentralizado.
Desta forma, a topologia escolhida mais apropriada para implementação do sistema
proposto foi a Multi-String Inverters, pois reuni características vantajosas da utilização de um
único inversor e de vários conversores CC-CC extraindo energia de arranjos PV
independentes.
45
CAPÍTULO 3 - MODOS DE OPERAÇÃO DO SISTEMA PV
3.1 Introdução
Como uma alternativa para as desvantagens relacionadas à topologia centralizada
apresentada no capítulo anterior, um sistema fotovoltaico isolado que implementa no estágio
de entrada uma configuração distribuída de energia é apresentado neste capítulo. Por se tratar
de um sistema não conectado a rede elétrica o uso de um banco de baterias se faz necessário,
desta forma, um conversor bidirecional é adicionado paralelamente ao sistema fotovoltaico
com a função de realizar a interface entre o banco de baterias e o barramento CC.
Esta configuração provê uma melhor utilização da energia gerada pelos painéis por
meio de um rastreamento individualizado do ponto de máxima potência, assim como um
melhor gerenciamento da energia armazenada no banco de baterias, com o objetivo de
prolongar a vida útil das baterias reduzindo assim os custos com manutenção.
Ao longo de um dia completo de operação, um sistema fotovoltaico pode operar sob
condições que variam desde ausência total de radiação solar a picos de radiação que superam
a demanda por energia e situações em que as baterias estão plenamente carregadas a
completamente descarregadas. Desta forma, se faz necessário prever todas estas
possibilidades de operação, pensando nisso este capítulo apresenta uma descrição detalhada
de todos os modos de operação em que o sistema pode operar.
Com o objetivo de perceber em que situação cada modo de operação deve estar ativo,
um sistema de supervisão do sistema PV, o qual se baseia nas leituras de V
CC
, V
Bat
e I
Bat
, é
apresentado na forma de fluxograma. Dois exemplos de perfis de radiação solar e carga são
apresentados com o objetivo de analisar a ocorrência dos modos de operação ao longo do dia.
3.2 Sistema fotovoltaico descentralizado
A configuração descentralizada para sistemas fotovoltaicos foi desenvolvida para ser
utilizada no “1000 Roofs Program”, programa criado pelo governo alemão na década de 90
cujo objetivo foi o de promover o uso de tecnologias PV para geração de energia e incentivar
a pesquisa e o desenvolvimento científico desta tecnologia.
46
Como já mencionado no capítulo 2, esta configuração apresenta vantagens quando
comparada com as configurações centralizadas, tais como melhor utilização da energia gerada
pelos painéis fotovoltaicos, uma vez que possui dois ou mais arranjos de painéis cada um com
seu próprio conversor CC-CC. Esta característica provê uma considerável redução nos efeitos
causados por diferenças de características elétricas entre os painéis ou sombreamento parcial,
o qual pode alcançar um ganho de aproximadamente 20% de energia gerada pelo sistema
[13].
O sistema fotovoltaico proposto para utilização em aplicações isoladas apresentado na
Figura 3.1, é baseado na topologia desenvolvida para sistemas conectados a rede elétrica
[20,21]. Com a intenção de apresentar o funcionamento do sistema proposto, apenas dois
arranjos de painéis fotovoltaicos foram implementados, porém o conceito de descentralização
pode ser estendido para vários arranjos.
PV
PV
PV
PV
PV
PV
S
b
S
a
S
W2
S
W1
S
4
S
6
S
5
S
3
L
out
L
f
L
b
L
1
L
2
C
out
C
pv
C
2
C
pv
C
1
C
CC
C
f
D
2
D
3
D
1
D
4
D
5
z
V
PVe
V
PVm
G
SA
G
SB
G
S1
G
S2
G
S3
G
S4
G
S5
G
S6
I
PVe
I
PVm
V
bat
V
Cout
I
L4
V
CC
Figura 3.1 Sistema fotovoltaico descentralizado isolado.
O barramento CC é formado pela conexão série das saídas de todos os conversores
Boost CC-CC de entrada. No exemplo a ser estudado neste trabalho, dois conversores são
utilizados para extrair energia dos arranjos fotovoltaicos, os quais são responsáveis por
realizar o rastreamento do ponto de máxima potência do seu respectivo arranjo. Porém, em
algumas situações de funcionamento se faz necessário trabalhar com o arranjo de painéis
fotovoltaicos fora do ponto de máxima potência. Pensando nisso, os conversores Boost de
entrada sofrem uma diferenciação, o conversor superior é denominado conversor escravo
enquanto que o conversor inferior recebe o nome de mestre. Esta diferenciação entre os
conversores de entrada é necessária uma vez que existem situações em que toda energia
disponibilizada pelos arranjos excede a demanda por energia da carga e baterias, desta forma,
47
um por vez, os conversores Boost de entrada deslocam o ponto de operação do seu respectivo
arranjo PV do MPP para um ponto onde a energia total gerada se iguala a demanda total do
sistema.
O conversor escravo recebe este nome uma vez que é o primeiro a perder a função de
rastrear a máxima potência e leva o ponto de operação do arranjo para fora do MPP, de
acordo com a necessidade, já o conversor mestre só altera o seu modo de controle depois que
o conversor escravo já estiver totalmente desabilitado. As chaves semicondutoras S
a
e S
b
são
responsáveis pelo controle dos conversores escravo e mestre, respectivamente.
Em conexão paralela com o barramento CC, o sistema proposto apresenta um
conversor CC-CC bidirecional que realiza a interface entre o barramento e o banco de baterias
do sistema, ele é composto por um braço com duas chaves semicondutoras bidirecionais e um
filtro T [22].
O conversor bidirecional pode operar em dois modos de funcionamento, isso é, como
conversor Buck quando se faz necessário carregar o banco de baterias (chave S
W1
alternadamente com diodo em antiparalelo com a chave S
W2
), e como um conversor Boost
quando a energia armazenada no banco de baterias supre inteiramente ou parcialmente a
demanda de potência da carga (chave S
W2
alternadamente com diodo em antiparalelo com a
chave S
W1
).
De maneira a minimizar a ondulação de alta frequência presente na tensão e corrente
do banco de baterias, um filtro T é implementado e seu projeto apresentado no anexo A, a
inclusão deste filtro tem por objetivo elevar a vida útil do banco de baterias do sistema [22].
Um inversor Full-Bridge conectado ao barramento CC é usado para alimentação das
cargas. A síntese da forma de onda senoidal de saída, o rastreamento do ponto de máxima
potência dos arranjos fotovoltaicos e o controle do conversor bidirecional são realizados por
um algoritmo de controle digital implementado por meio de uma Xilinx FPGA.
Figura 3.2 apresenta uma representação simplificada na forma de diagrama de blocos
do sistema implementado a qual é utilizada ao longo deste capítulo, de forma a facilitar o
entendimento dos modos de operação apresentados na seção seguinte.
48
PV
Arranjo
Boost
Conversor
Bidirecional
DC
DC
DC
DC
DC
AC
Banco de
Baterias
Inverter
Carga
I
L
I
PVE
I
bat
PV
Boost
DC
DC
I
PVM
Figura 3.2 Representação por diagrama de blocos do sistema descentralizado.
3.3 Descrição dos modos de operação
Neste sistema o objetivo do controle é manter a tensão no barramento CC regulada em
torno de um valor nominal V
N
. Por esta razão, o sistema de controle deve garantir o balanço
de potência no barramento CC para todas as situações. Entretanto, o fluxo de entrada e saída
de potência do barramento CC depende dos níveis de radiação solar, estado de carga do banco
de baterias e demanda de potência imposta pela carga, assim o balanço de potência é
garantido de acordo com a equação abaixo:
0
VM VE Bat L
PPPP
+
±+= (3.1)
Onde P
VM
e P
VE
representam a potência extraída dos arranjos fotovoltaicos pelos
conversores mestre e escravo, respectivamente, P
Bat
é a potência extraída (+) ou injetada (-)
no banco de baterias e P
L
representa a potência entregue as cargas conectadas ao sistema
fotovoltaico.
A partir da análise de todas as possíveis condições de funcionamento a operação do
sistema implementado é classificada em sete diferentes modos de operação, como descritos a
seguir.
49
3.3.1
Modo 1
O modo de operação 1 descreve o comportamento do sistema em situações em que a
energia gerada pelos arranjos de painéis fotovoltaicos é exatamente a energia necessária para
suprir a demanda de potência imposta pelas cargas.
Quando este modo de operação ocorre, os conversores de entrada mestre e escravo
operam com o algoritmo MPPT e a máxima potência é extraída dos arranjos. Já o conversor
bidirecional está desabilitado uma vez que não há falta ou excesso de energia gerada pelos
painéis fotovoltaicos.
O diagrama de blocos para o modo de operação 1 é apresentado na Figura 3.3.
PV
Arranjo
Boost-
MPPT
Conversor
Bidirecional
OFF
DC
DC
DC
DC
DC
AC
Banco de
Baterias
Inversor
Carga
I
L
I
PVE
I= 0
bat
PV
Boost-
MPPT
DC
DC
I
PVM
DC
DC
DC
DC
Figura 3.3 Diagrama de blocos - Modo 1.
3.3.2
Modo 2
O segundo modo de operação compreende as situações onde a energia extraída dos
painéis fotovoltaicos não é suficiente para satisfazer a demanda de potência da carga. Nessas
situações o conversor bidirecional é ativado no modo Boost (chave S
W2
alternadamente com
diodo em antiparalelo com a chave S
W1
) e a energia complementar necessária para alimentar
completamente as cargas é retirada do banco de bateria, mantendo assim, o balanço de
potência da equação (3.1).
Toda energia fotovoltaica disponível é utilizada com este modo de operação, desta
forma os conversores escravo e mestre estão ativos com a função de rastreamento do ponto de
máxima potência MPPT.
O diagrama de blocos para o modo de operação 2 é representado na Figura 3.4.
50
PV
Arranjo
Boost-
MPPT
I
PVE
PV
Boost-
MPPT
I
PVM
Conversor
Bidirecional
Boost - ON
Banco de
Baterias
Inversor
Carga
I
L
I
bat
DC
DC
DC
AC
DC
DC
DC
DC
Figura 3.4 Diagrama de blocos - Modo 2.
Este modo de operação não permanece ativo indefinidamente, uma vez que o banco de
baterias possui uma autonomia limitada, desta forma, sempre que o nível de tensão das
baterias atingir um valor mínimo, o qual não comprometa a integridade das mesmas, o
conversor bidirecional é desabilitado assim como o inversor, e o sistema permanecerá
desligado até que a geração de energia por meio dos arranjos fotovoltaicos seja suficiente para
manter o equilíbrio de potência do sistema. Outra opção é definir níveis de prioridade para as
cargas conectadas ao sistema, de maneira manter o sistema operando e suprindo energia
somente para as cargas mais importantes.
3.3.3
Modo 3
O modo de operação 3 representa o sistema implementado quando a energia gerada
pelos painéis PV é maior que a demanda de energia da carga e o banco de baterias necessita
de carga, desta forma ativa-se o conversor bidirecional com o modo Buck e o banco de
baterias é carregado com o excedente da energia gerada pelos painéis de forma a satisfazer o
balanço de potência da equação (3.1). Neste modo de operação os conversores mestre e
escravo permanecem com a função MPPT ativa.
A Figura 3.5 apresenta o diagrama de blocos equivalente para o modo de operação 3.
51
PV
Arranjo
Boost-
MPPT
I
PVE
PV
Boost-
MPPT
I
PVM
Conversor
Bidirecional
Buck - ON
DC
DC
DC
DC
DC
AC
Banco de
Baterias
Inversor
Carga
I
L
I
bat
DC
DC
Figura 3.5 Diagrama de blocos - Modo 3.
O método de carga do banco de baterias será abordado no capítulo posterior, porém é
válido adiantar que quando o conversor bidirecional está ativo no modo Buck, existem duas
possibilidades de controle, malha de corrente ou malha de tensão. A decisão de qual malha
deve controlar o conversor bidirecional depende do nível de tensão do banco de baterias. No
modo de operação 3, a malha de corrente está ativa, já que com o controle da corrente de
carga é possível controlar a potência injetada nas baterias de forma a assegurar o balanço de
potência desejado.
3.3.4
Modo 4
Este modo de operação ocorre quando, da mesma forma que o modo anterior, existe
um excesso de energia gerada pelos painéis, porém o banco de bateria está completamente
carregado, desta forma nenhuma energia é entregue ao banco de baterias e o conversor
bidirecional está desabilitado ou operando na etapa de controle da tensão durante a carga das
baterias. Outra condição para o modo de operação 4 é que a potência necessária para
alimentar as cargas é maior que a potência gerada por um dos conversores Boost de entrada.
Devido a isto, o balanço de potência do barramento CC é alcançado através do
desligamento do algoritmo MPPT do conversor escravo. Este conversor opera agora com o
modo de regulação do barramento CC (DCBR). Isto significa que o conversor operando com
este modo de controle desloca o ponto de operação do arranjo fotovoltaico do ponto de
máxima potência e determina o novo ponto de operação de acordo com as necessidades da
carga, mantendo assim, o balanço de energia do sistema implementado.
O diagrama de blocos para o modo de operação 4 é representado na Figura 3.6.
52
Boost-
DCBR
Boost-
MPPT
Conversor
Bidirecional
OFF
DC
DC
DC
DC
DC
AC
Banco de
Baterias
Inversor
Carga
I
L
I
bat
DC
DC
PV
Arranjo
I
PVE
PV
I
PVM
Figura 3.6 Diagrama de blocos - Modo 4.
3.3.5
Modo5
Este modo de operação também ocorre quando há um excesso de energia gerada pelos
painéis fotovoltaicos e o banco de baterias está completamente carregado e, por este motivo, o
conversor bidirecional continua desabilitado também para este modo de operação. A diferença
deste modo para o anterior é que a energia demandada pela carga é inferior à energia gerada
por um dos arranjos fotovoltaicos. Nesse caso, o conversor escravo de entrada é totalmente
desligado e agora é a vez do conversor mestre desabilitar a função de rastreamento do ponto
de máxima potência (MPPT) e assumir a função de regulação do barramento CC (DCBR),
deslocando o ponto de operação do arranjo conectado do ponto de MPP e levando ao ponto no
qual a energia extraída dos painéis é igual à energia consumida pela carga.
A Figura 3.7 corresponde ao diagrama de blocos representativo ao modo de operação
5.
Boost-
OF
F
Conversor
Bidirecional
OFF
DC
DC
DC
DC
DC
AC
Banco de
Baterias
Inversor
Carga
I
L
I
bat
Boost-
DCBR
DC
DC
PV
Arranjo
I
PVE
PV
I
PVM
Figura 3.7 Diagrama de blocos - Modo 5.
53
3.3.6
Modo 6
Outra possibilidade de operação que altera o estado de funcionamento dos conversores
Boost de entrada ocorre quando existe um excesso de energia disponível no sistema, o
conversor bidirecional está ativo carregando o banco de baterias (função Buck), porém a
diferença entra a energia gerada pelos arranjos e a energia entregue a carga somada com a
energia entregue ao banco de baterias é tal que a corrente de carga das baterias está saturada
em um limite máximo aceitável.
Similarmente ao modo de operação 4, o somatório da energia fornecida às cargas
juntamente com a energia entregue as baterias é maior que a energia gerada por um dos
arranjos fotovoltaicos.
Com a corrente de carga saturada o conversor bidirecional perde a capacidade de
regular o barramento CC, isto é, manter o balanço de energia do sistema. Desta forma, o
conversor escravo desabilita a função de rastreamento do ponto de máxima potência e ativa a
função DCBR, deslocando o ponto de operação do arranjo conectado a ele de forma a extrair
dos painéis solares somente a potência necessária para alimentar as cargas e carregar as
baterias.
O diagrama de blocos correspondente ao modo de operação 6 é apresentado na Figura
3.8.
Boost-
DCBR
Boost-
MPPT
DC
DC
DC
DC
DC
AC
Bnaco de
Baterias
Inversor
Carga
I
L
DC
DC
Conversor
Bidirecional
Buck - ON
I
Bat
= I
BatMAX
PV
Arranjo
I
PVE
PV
I
PVM
Figura 3.8 Diagrama de blocos - Modo 6.
54
3.3.7
Modo 7
Nesse modo de operação o sistema implementado pode trabalhar em situações
semelhantes às observadas no modo 6, uma vez que há um excesso de energia gerada pelos
painéis e o conversor bidirecional está ativo carregando o banco de baterias com a corrente de
carga saturada em seu valor máximo. A diferença observada para este modo de operação é
que a potência necessária para alimentar as cargas e carregar o banco de bateria com a
máxima corrente é menor que a potência fornecida por um único arranjo de painéis. Desta
forma, o conversor escravo é totalmente desabilitado enquanto que o conversor mestre troca a
função de MPPT e passa a regular o barramento CC, retirando do arranjo uma energia menor
do que a disponível, mas igual à necessária para satisfazer as cargas e carregar as baterias com
a máxima corrente possível.
A Figura 3.9corresponde ao diagrama de blocos representativo ao modo de operação
7.
Boost-
OF
F
Conversor
Bidirecional
Buck - ON
DC
DC
DC
DC
DC
AC
Banco de
Baterias
Inversor
Carga
I
L
I
Bat
= I
BatMAX
Boost-
DCBR
DC
DC
PV
Arranjo
I
PVE
PV
I
PVM
Figura 3.9 Diagrama de blocos - Modo 7.
3.3.8
Perfil diário de radiação e modos de operação
Como observado nas seções anteriores os modos de operação do sistema
implementado alternam-se de acordo com o nível de radiação solar, da demanda de energia
imposta pelas cargas e do estado de carga do banco de baterias. Com o intuito de exemplificar
a ocorrência dos modos de operação durante um dia normal de operação, escolheu-se o perfil
de radiação solar correspondente a um dia de sol do mês de dezembro para a cidade de Santa
Maria - RS, Brasil [23], e um perfil constante de carga ao longo do dia igual a 0,2KWh.
55
Portanto, a Figura 3.10, intitulada situação 1, apresenta a ocorrência dos modos de
operação para a situação explicada acima. Os números em vermelho correspondem aos modos
de operação ativos durante o dia.
0 5 10 15 20
0
0.1
23
642
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
Tempo (h)
Energia (kWh/m )
2
Energia
Carga
Energia
PV_disponível
Energia
PV_consumida
Figura 3.10 Ocorrência dos modos de operação, situação 1.
0 5 10 15 20
-25
23642
-20
-15
-10
-5
0
5
10
15
20
2
5
I = I
Bat BatMax
Tempo (h)
I (
A
)
Bat
Figura 3.11 Corrente de bateria, situação 1.
56
Para a situação 1, observa-se que podem ocorrer os 7 modos de operação ao longo de
um dia. O modo de descarga do banco de baterias, modo 2, ocorre durante a noite e em
períodos de pouca irradiação solar, e os modos de carga das baterias ocorrem durante as horas
do dia em que o sol é mais intenso.
Onde se observa a ocorrência dos modos de operação 4 e 6 poderiam também ocorrer
os modos 5 e 7, respectivamente, uma vez que são muito semelhantes e dependem apenas das
condições de carga.
A Figura 3.11 apresenta o perfil da corrente de bateria durante o decorrer do dia com a
alternância entre os modos de operação onde se observa a corrente extraída do banco de
baterias durante o modo de operação 2, a corrente variável injetada nas baterias no modo 3, a
corrente de carga saturada no valor máximo durante a ocorrência dos modos de operação 6 e 7
e uma vez que o conversor bidirecional está desabilitado durante os modos 4 e 5 observa-se
corrente de bateria igual a zero durante a ocorrência destes modos.
Inúmeras são as possibilidades de perfis de radiação e carga. O exemplo 2 compreende
uma situação em que o perfil de radiação é mantido o mesmo da situação 1, porém o perfil de
carga é modificado para o apresentado na figura abaixo, este perfil de carga é similar a um
perfil de demanda de energia de um estabelecimento comercial, onde as principais cargas são
equipamentos de ar condicionado e iluminação, nos quais o pico de demanda coincide com o
pico de radiação solar. Nota-se a possibilidade de redução do banco de baterias para este tipo
de aplicação, uma vez que a intensidade do processo de descarga das baterias é minimizada.
57
0 5 10 15 20
0
0.1
2233
3
4
6
2
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
Tempo (h)
Energia (kWh/m )
2
Energia
Carga
Energia
PV_disponível
Energia
PV_consumida
Figura 3.12 Ocorrência dos modos de operação, situação 2.
3.4 Controle de supervisão
As possibilidades de ações de controle para cada conversor presente no sistema
implementado são sumarizadas no diagrama de blocos apresentado na Figura 3.13.
MPPT
Escravo
PI
V_DCBR
PI
V_BOOST
PI
I_BUCK
PI
V_BUCK
P
V_BID
V
PVe
d
e
f
s1
f
s1
f
s1
f
s1
f
s1
f
s2
f
s2
f
s2
f
s3
S
A
S
W1
S
B
S
W2
d
BOOST
d
BUCK
d
BUCK
dor d
e m
e
e
e
d
m
I
PVe
I
PVm
V
PVm
V*
CC
V*
bat
V
bat
+
-
-
-
+
+
I*
L4
I
L4
V
CC
MPPT
Mestre
a
a
a
a
b
b
b
b
c
c
c
Figura 3.13 Diagrama de blocos - Controle dos conversores.
58
A estratégia de controle considera duas possibilidades para ambos os conversores
Boost de entrada: modo MPPT e modo DCBR.
O modo MPPT é usado em situações normais para extrair a máxima potência de cada
arranjo de painéis, por outro lado, o modo DCBR é usado para regular o barramento CC
quando os painéis fotovoltaicos podem suprir mais potência do que o inversor e as baterias
estão demandando. Neste caso, os painéis provêm a energia exata para garantir o balanço de
potência da equação (3.1).
Similarmente, o conversor bidirecional pode operar de dois modos: Buck e Boost. O
modo Buck é usado para carregar o banco de baterias quando os arranjos PV proporcionam
mais potência do que o inversor demanda, evidentemente este modo é desabilitado se as
baterias estiverem plenamente carregadas. Já o modo Boost é utilizado quando os painéis não
podem prover energia suficiente para alimentar as cargas. Desta forma, as baterias são
responsáveis pela energia suplementar para manter o barramento CC regulado.
De maneira a coordenar a transição entre os modos de operação são definidos
diferentes valores de referência para a tensão do barramento CC. A Figura 3.14 ilustra seis
níveis de tensão em torno de um valor nominal nos quais ocorrem as transições entre os
modos de operação. Estes valores são ordenados de acordo com a seguinte relação:
321 1 2 3LLLNHH H
VVVVVV V<<<<< < (3.2)
V
CC
V
N
Operação Boost
Operação Buck
V
H1
V
H2
V
H3
Ativar DCBR
Modo 1
V
L1
V
L2
V
L3
Desligar Sistema
Figura 3.14 Níveis de tensão do barramento CC.
59
A Figura 3.15 apresenta o fluxograma que descreve o controle de supervisão do
sistema implementado. Esta figura apresenta a estratégia de transição entre os modos de
operação descritos anteriormente de acordo com os níveis de tensão da Figura 3.14.
A decisão de qual modo de operação deve atuar em uma determinada condição de
radiação solar, de demanda de energia imposta pela carga e do estado de carga do banco de
baterias, é feita de acordo com a leitura de três variáveis do sistema medidas periodicamente,
a tensão no barramento CC (V
CC
), a tensão do banco de baterias (V
Bat
) e a corrente de carga do
banco de baterias (I
Bat
) que é medida no indutor L
f
.
60
I >= I ?
bat BatMax
V>=V ?
bat batmax
V<=V ?
bat batmin
V<V?
CC L2
Inverter=OFF?
V<
L2
V<V?
CC H2
V V I
CC Bat Bat
Início
PVC = MPPT
BBC = OFF
E
PVC = MPPT
M
PVC = MPPT
BBC = Buck
E
PVC = MPPT
M
PVC = MPPT
BBC = Buck
Inverter = OFF
E
PVC = MPPT
M
PVC = MPPT
BBC = Boost
E
PVC = MPPT
M
V >= V ?
CC H3
PVC = OFF
BBC = Buck
E
PVC = DCBR
M
PVC = DCBR
BBC = Buck
E
PVC = MPPT
M
V > V?
CC H3
V >= V ?
CC L1
BBC=Boost?
PVC = DCBR
BBC = Buck
E
PVC = MPPT
M
PVC = MMPT
BBC = OFF
E
PVC = MPPT
M
BBC=Buck?
PVC = DCBR
BBC = OFF
E
PVC = MPPT
M
PVC = OFF
BBC = OFF
E
PVC = DCBR
M
V <= V ?
CC L1
PVC = OFF?
E
Wait = t
MPP
Inverter = ON
PVC = MMPT
BBC = OFF
E
PVC = MPPT
M
PVC = MMPT
BBC = Buck
E
PVC = MPPT
M
PVC = DCBR?
E
PVC = OFF?
E
Figura 3.15 Fluxograma de transição entre os modos de operação.
61
Durante a inicialização do sistema, os conversores Boost de entrada, aqui
denominados PVC
M
e PVC
S
estão ativos na função MPPT. Assim, durante um curto período
de tempo o conversor bidirecional e o inversor estão desabilitados aguardando o processo de
rastreamento do ponto de máxima potência entrar em regime permanente. Após o atendimento
desta condição o inversor é habilitado.
De posse dos valores medidos de V
CC
, V
Bat
e I
Bat
o fluxograma irá definir o modo de
operação. Se após o rastreamento do MPP, a condição (3.3), definida abaixo, for satisfeita o
sistema passa a operar no modo 1 e o conversor bidirecional permanece desligado.
22LCCH
VVV
≤
≤ (3.3)
Porém, se a condição (3.4) for satisfeita o sistema avalia o nível de carga do banco de
baterias e se este se mostrar apropriado o conversor bidirecional é habilitado no modo Boost.
2CC L
VV
<
(3.4)
Caso o nível da tensão de barramento seja maior que o máximo estipulado, conforme
(3.5), e a leitura de V
Bat
mostrar que o banco de baterias necessita de carga, o conversor
bidirecional é habilitado na função Buck, usando o excedente de energia para carregar as
baterias.
2CC H
VV> (3.5)
Após o primeiro modo de operação ser definido, as variáveis medidas continuam a
demonstrar as condições de energia gerada, carga e estado das baterias, de modo a que o
sistema opere no modo adequado para as condições existentes no momento. Desta forma o
conversor bidirecional, quando ativo no modo Boost, será desligado se a condição (3.6) for
satisfeita.
1CC H
VV> (3.6)
Entretanto, se o conversor bidirecional estiver ativo na função Buck e a condição (3.7)
for satisfeita ele passa a não operar.
62
1CC L
VV
<
(3.7)
A presença de dois níveis inferiores, V
L1
e V
L2
, e dois superiores, V
H1
e V
H2
, ao valor
nominal do barramento CC, se faz necessária de forma a permitir níveis pré-definidos
oscilações da tensão V
CC
sem que haja ligamento ou desligamento indesejado do conversor
bidirecional.
É valido ressaltar que quando o conversor bidirecional está ativo no modo Buck outro
fluxograma, com as características do método de carga utilizado, assume a função de decidir
se o conversor bidirecional atua para controlar a corrente de carga ou para impor uma tensão
de flutuação. Tal fluxograma é apresentado no próximo capítulo.
Embora o conversor bidirecional, quando ativo, atue para regular o barramento CC
com o intuito de manter o balanço de potência, existem situações onde isto não é possível,
como a mostrada na equação (3.8).
VM VS Bat L
PPPP
+
>+ (3.8)
Isto ocorre quando cargas leves estão conectadas ao inversor e/ou quando P
Bat
(potência entregue ao banco de baterias) está limitada pela máxima corrente de carga. Nestas
condições, a tensão do barramento CC tende a crescer indefinidamente resultando em danos
ao sistema e, principalmente, as cargas. Para impedir que isto aconteça, quando a equação
(3.9) for satisfeita, os conversores escravo e mestre, alteram suas funções assumindo o papel
de manter o barramento CC no seu valor nominal, o que significa que a máxima potência
disponível nos painéis não esta sendo aproveitada.
3CC H
VV> (3.9)
O nível de tensão V
L3
é definido como o nível no qual o sistema, arranjos fotovoltaicos
e baterias, não têm capacidade de suprir a energia demandada pela carga, e então o sistema é
totalmente desligado.
63
3.5 Conclusão
O sistema fotovoltaico isolado apresentado é baseado no conceito descentralizado,
onde o estágio de entrada é composto por dois ou mais arranjos de painéis fotovoltaicos,
sendo que cada arranjo possui o seu próprio conversor Boost CC-CC o qual condiciona a
energia proveniente dos painéis realizando, principalmente, o rastreamento do ponto de
operação no qual a máxima potência é extraída da fonte primária. As vantagens de se usar um
estágio de entrada descentralizado ficam evidentes quando pensamos em situações onde o
nível de radiação solar não é o mesmo para todos os painéis fotovoltaicos, como por exemplo,
durante um sombreamento parcial dos painéis, danos causados a algum arranjo ou
envelhecimento dos mesmos.
Por se tratar de um sistema que não possui conexão com a rede pública de energia, um
banco de baterias é incorporado ao sistema, e um conversor bidirecional conectado em
paralelo com o barramento CC realiza a interface entre o banco de baterias e o barramento.
Um sistema com estas características deve ser capaz de manter um balanço de energia
em qualquer situação em que as fontes, painéis PV e baterias, se encontram. Pensando nisto,
neste capítulo são apresentados todos os possíveis modos de operação do sistema
implementado, as possibilidades de controle para cada conversor integrado ao sistema e
exemplifica por meio de um fluxograma como a decisão sobre qual modo de operação deve
estar ativo é tomada. Tais decisões levam em conta as medidas realizadas periodicamente de
V
CC
, V
Bat
e I
Bat
, além disso são definidos níveis em torno do valor nominal de V
CC
nos quais os
modos de operação são ativados e desativados.
64
CAPÍTULO 4 - CONTROLE DOS CONVERSORES
4.1 Introdução
No capítulo anterior foram abordados todos os possíveis modos de operação em que o
sistema implementado pode operar, sob todas as possíveis combinações de radiação solar,
estado de carga do banco de baterias e demanda de potência das cargas. Como descrito, os
modos de operação diferem entre si de acordo com o controle atuante em cada conversor,
como demonstrado na Figura 3.13 os conversores Boost de entrada podem ser controlados
pelo algoritmo de rastreamento do ponto de máxima potência, MPPT, ou com o controle de
tensão do barramento CC, DCBR. O conversor bidirecional pode atuar como conversor Boost,
controlando a tensão do barramento CC durante a descarga do banco de baterias de forma a
manter o balanço de energia. Por outro lado, pode atuar como conversor Buck, controlando a
corrente de carga do banco de baterias com a função de regular o barramento CC ou impor
uma tensão constante ao banco de baterias de modo a compensar a descarga natural do
sistema armazenador de energia.
Dando sequência a este estudo, neste capítulo é apresentado o projeto dos
compensadores utilizados em cada modo de operação, assim como o algoritmo de
rastreamento do ponto de máxima potência e o método de carga do banco de baterias.
Resultados de simulação para cada modo de operação são apresentados de forma a
validar o projeto dos compensadores e o comportamento do algoritmo MPPT.
4.2 Algoritmo MPPT
4.2.1 Características de células fotovoltaicas
Células solares fotovoltaicas têm como característica principal a presença de um único
ponto de operação onde a máxima potência é extraída. Em sistemas onde painéis fotovoltaicos
são a principal fonte geradora de energia, fazer com que os painéis operem o mais próximo
possível do ponto de máxima potência se torna imperativo. Para isto conversores CC-CC de
diversas topologias são utilizados conectados diretamente aos arranjos fotovoltaicos com a
função de rastrear este ponto.
65
As curvas características típicas de uma célula solar fotovoltaica são apresentadas na
Figura 4.1, tendo como parâmetro a radiação solar e temperatura [25,24]. Os principais pontos
destas curvas são: corrente de curto circuito (I
SC
) ou a corrente máxima à tensão zero, tensão
de circuito aberto (V
OC
) ou a máxima tensão com corrente zero e como para cada ponto da
curva I-V, o produto da corrente pela tensão fornece a potência de saída do painel para aquele
ponto de operação, as coordenadas do ponto de máxima potência são V
MPP
e I
MPP
, MPP na
Figura 4.1 e Figura 4.2.
0 5 10 15 20 25
0
1
2
3
4
5
6
Tensao (V)
C
o
rrente (
A
)
Caracteristica IxV
Ponto de máxima potência (MPP)
1000W/m
2
25 C
o
50 C
o
50 C
o
50 C
o
25 C
o
25 C
o
600W/m
2
200W/m
2
Figura 4.1 Curva característica IxV - BP80.
66
0 5 10 15 20 25
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
Tensão (V)
P
o
tencia(
W
)
1
0
0
0
W
/
m
2
25 C
o
25 C
o
25 C
o
50 C
o
50 C
o
50 C
o
6
0
0
W
/
m
2
2
0
0
W
/
m
2
Caracteristica PxV
Ponto de máxima potência (MPP)
Figura 4.2 Curva característica PxV - BP80.
4.2.2
Algoritmo P&O convencional
A literatura apresenta uma gama de diferentes algoritmos de rastreamento do ponto de
máxima potência. Os mais conhecidos e consolidados são:
Tensão constante (CV, Constant Voltage);
Perturbação e observação (P&O, Perturbation and Observation);
Condutância incremental (IncCond, Incremental Conductance);
Com o intuito de definir as vantagens, desvantagens e eficiência das diferentes
técnicas, também há na literatura diversos trabalhos que analisam em profundidade cada um
dos algoritmos de rastreamento [26-28]. Esses métodos de rastreamento do ponto de máxima
potência diferem-se pelos seguintes aspectos principais: velocidade de rastreamento,
comportamento de regime permanente, número de sensores, resposta perante rápidas
mudanças climáticas, entre outras.
No caso do sistema implementado é utilizado o algoritmo P&O, este algoritmo de
rastreamento é largamente utilizado por ser simples, de fácil implementação e totalmente
67
independente das características elétricas do painel, podendo ser utilizado, sem ajustes, a qual
qualquer tipo de painel fotovoltaico [29]. Baseado em mudanças da potência extraída dos
painéis de acordo com variações na razão cíclica ou tensão de referência do conversor, o seu
principio é simples podendo ser descrito resumidamente como a seguir: se após uma variação
na razão cíclica do conversor, em um determinado sentido, a potência extraída aumentar, a
próxima perturbação será no mesmo sentido, caso contrário o sentido da próxima perturbação
é o inverso da anterior.
A Tabela 4.1 sumariza o princípio de funcionamento desta técnica de rastreamento do
ponto de máxima potência.
Tabela 4.1 Funcionamento Algoritmo P&O.
Perturbação
Mudança na
potência
Próxima
perturbação
Positiva Positiva Positiva
Positiva Negativa Negativa
Negativa Positiva Negativa
Negativa Negativa Positiva
Este algoritmo tem como característica oscilações em torno do ponto de máxima
potência, reduzindo a eficiência da conversão de energia, o que pode ser minimizado quando
se utiliza um passo pequeno de variação da razão cíclica. Porém, está solução resolve somente
o problema das oscilações em regime permanente uma vez que quando a perturbação é muito
suave o tempo total de rastreamento fica prejudicado, comprometendo o desempenho do
algoritmo perante rápidas alterações nas condições do ambiente.
Uma alternativa para solucionar tal problema é a utilização de um passo variável,
grande durante o rastreamento inicial do ponto de máxima potência e menor quando o MPP
for rastreado, permitindo rápido rastreamento e pequena oscilação em torno do MPP [30,29].
Dois sensores são necessários para completa implementação desta técnica, um sensor
de corrente do painel e um sensor de tensão do painel.
68
4.2.3
Algoritmo P&O modificado
Para a aplicação em questão se fez uso de um passo de razão cíclica variável na
implementação do algoritmo P&O, a variação do passo fica relacionada com a comparação
entra a potência extraída dos painéis em um determinado instante com a potência extraída no
instante anterior.
A Figura 4.3 apresenta o fluxograma representativo do algoritmo implementado no
rastreamento do ponto de máxima potência.
P (k) >= P (k-1)
PV PV
?
Duty(k) >= Duty(k-1)? Duty(k) >= Duty(k-1)?
P(k) = V
delta
PV
= abs(
PV PV
PV PV PV
(k)*I (k)
P P (k) - P (k-1))
P (k-1) =
PV
P(k)
Duty(k-1) = Duty(k)
PV
Duty(k) = K*deltaP /P (k)
PV PV
K = 1 K = -1K = -1 K = 1
V(k) I(k)
PV PV
Início
Fim
Figura 4.3 Fluxograma P&O com passo variável.
69
A diferença visível entre o algoritmo P&O convencional e o algoritmo modificado
acontece no momento da definição da razão cíclica do conversor. Enquanto que no algoritmo
convencional a razão cíclica varia de maneira uniforme, com passo fixo, no algoritmo
modificado a variação na razão cíclica está relacionada com a diferença entra a potência em
um determinado instante e a potência do instante anterior, a qual é menor perto do ponto de
máxima potência, reduzindo o passo de razão cíclica e consequentemente as oscilações em
torno do MPP. A constante K somente determina se o valor da razão cíclica deve aumentar ou
diminuir.
A característica de tomada de decisão do algoritmo modificado tem o mesmo princípio
do algoritmo P&O convencional, o qual é apresentado na Tabela 4.1.
4.2.4
Resultados de simulação
O algoritmo MPPT P&O modificado foi simulado operando em um conversor Boost
alimentado por três painéis, modelo BP80, de 80W conectados em série.
Os resultados de simulação apresentam o comportamento do algoritmo P&O
modificado e do algoritmo P&O convencional quando submetidos a uma variação brusca na
radiação solar. Em um primeiro momento os painéis estão submetidos a uma radiação
equivalente de 700W/m
2
, o que resulta em uma potência máxima extraída dos painéis de
160W, após um determinado tempo a radiação altera-se instantaneamente para 1000W/m
2
resultando em uma potência máxima de 240W.
As simulações foram desenvolvidas no software PSIM®, e os modelos utilizados para
representar o comportamento do arranjo fotovoltaico [24], quando submetido a uma radiação
de 700W/m
2
e 1000W/m
2
são apresentados na Figura 4.4 e Figura 4.5.
I=
SC
4,8A
V= 66
OC
,3V
R= 2,64
SM
R = 178,88
PM
Figura 4.4 Modelo arranjo fotovoltaico @1000W/m
2
.
70
I= 3
SC
,4A
V= 64
OC
,7V
R= 3,74
SM
R = 242,91
PM
Figura 4.5 Modelo arranjo fotovoltaico @700W/m
2
.
A Figura 4.6 apresenta a potência extraída do arranjo fotovoltaico quando a radiação
solar alterna de 700W/m
2
para 1000W/m
2
e o algoritmo implementado é o P&O com passo
fixo.
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5
0
50
100
150
200
250
Tempo (s)
P
o
tência (
W
)
700W/m
2
1000W/m
2
Figura 4.6 Potência fotovoltaica com P&O convencional.
Com base na figura acima percebemos que o conversor quando controlado com o
algoritmo P&O convencional, o qual implementa um passo de variação de razão cíclica fixo,
leva um tempo de aproximadamente 0.25 segundos até levar o conversor a extrair toda
potência disponibilizada pelos painéis. Já quando submetido a uma variação no nível de
radiação leva um tempo menor para rastrear o novo ponto de operação uma vez que são
pontos próximos. O gráfico também deixa claro que após o rastreamento do MPP uma
71
oscilação em torno do ponto de máxima potência faz com que a potência extraída dos painéis
não seja a máxima durante todo o tempo, característica intrínseca deste tipo de algoritmo. O
tempo de rastreamento poderia ser reduzido se o passo escolhido fosse maior, porém
aumentaria a oscilação de regime permanente.
A Figura 4.7 apresenta a potência extraída do arranjo fotovoltaico quando a radiação
solar alterna de 700W/m
2
para 1000W/m
2
e o algoritmo implementado é o P&O modificado
com passo variável.
Potência (W)
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5
0
50
100
150
200
250
Tempo (s)
700W/m
2
1000W/m
2
Figura 4.7 Potência fotovoltaica com P&O modificado.
A figura acima confirma que o tempo de rastreamento do ponto de máxima potência
quando o algoritmo P&O modificado é utilizado fica reduzido a 0.05 segundos durante o
primeiro rastreamento e é praticamente instantâneo no momento da variação do nível de
radiação.
Outra conclusão importante que retiramos da Figura 4.7 é que com a implementação
do algoritmo modificado também se observa oscilações em torno do ponto de máxima
potência, porém estas oscilações tendem a diminuir à medida que o sistema entra em regime.
Se considerarmos que as mudanças nas condições do ambiente são lentas, ou seja, as
variações na potência são lentas, é bem possível que em situações reais de funcionamento as
72
oscilações de potência durante uma variação na radiação sejam bem menores quando
comparadas com as apresentadas nos resultados de simulação.
4.2.5
Comparação entre os algoritmos P&O
De maneira a comparar a performance do algoritmo P&O convencional e modificado
no rastreamento da máxima potência, os gráficos abaixo apresentam a eficiência para os dois
algoritmos confrontados.
A eficiência de cada técnica de rastreamento é avaliada usando a seguinte equação:
.100%
PV
MPPT
MPP
P
P
η
= (4.1)
Onde P
MPP
é a máxima potência calculada para um determinado painel ou arranjo de
painéis e P
PV
é a potência extraída do arranjo fotovoltaico em um determinado momento.
O mesmo parâmetro de variação de radiação solar usado na seção anterior é utilizado
para avaliar a eficiência dos algoritmos, de 0 a 0.3 segundos a radiação incidente é de
700W/m
2
e de 0.3 a 0.5 segundos a radiação é de 1000W/m
2
, vale ressaltar que a potência
máxima extraída nessas condições é de aproximadamente 165W e 241W, respectivamente.
A Figura 4.8 apresenta a eficiência do algoritmo P&O convencional, com passo fixo,
devido as suas características a eficiência é baixa durante o processo de rastreamento e oscila
em torno de 100% quando o sistema alcança o regime.
73
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
Eficiência (%)
Tempo (s)
Figura 4.8 Eficiência algoritmo P&O convencional.
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
Eficiência (%)
Tempo (s)
Figura 4.9 Eficiência algoritmo P&O modificado.
Na Figura 4.9 percebe-se que com a implementação de um passo variável, dependente
da variação de potência, o sistema converge rapidamente para eficiência de 100% e
74
permanece estável no ponto de máxima potência após certo período de acomodação, uma vez
que a perturbação é minimizada quando próximo do MPP.
Desta forma, percebe-se que o algoritmo P&O com passo variável apresenta uma alta
eficiência durante transientes, rápido rastreamento, além de se manter-se no verdadeiro MPP
quando em regime permanente para diferentes níveis de radiação solar.
4.3 Malha de tensão do barramento CC – DCBR
No capitulo anterior foram apresentados todos os modos de operação em que o sistema
descentralizado isolado pode operar. Entre os sete modos apresentados, quatro deles, modos 4
ao 7, se utilizam do recurso da capacidade de regulação do barramento CC através dos
conversores Boost de entrada de forma a garantir o balanço de potência do sistema. Quando
um dos modos de operação citados estiver ativo, o conversor de entrada em questão, escravo
ou mestre, desabilita o algoritmo de rastreamento do ponto de máxima potência e passa a
operar no modo de regulação do barramento CC, DCBR.
Nesses casos, um compensador do tipo PI+Feedforward controlando a tensão sobre o
capacitor do barramento CC é utilizado para realizar a função.
4.3.1
Modelo do conversor Boost de entrada em condução contínua
De forma a realizar o controle das variáveis de interesse, se faz necessário encontrar o
modelo, função de transferência, o qual relaciona as variações na variável que se deseja
controlar com as variações na razão cíclica da planta, para cada conversor.
A função de transferência saída/controle para o conversor Boost operando em modo de
condução contínua que relaciona a tensão de saída V
CC
(s) com a razão cíclica d(s) é mostrada
na equação (4.2) [31]. De forma a tornar o projeto da malha de controle mais preciso, o
modelo utilizado para o conversor Boost leva em consideração as resistências equivalentes do
indutor e capacitor.
(
)
(
)
12
_
22
00
11
ˆ
()
()
ˆ
1
()
ZZ
o
Boost DCBR d
ss ss
vs
Gs k
sQs
ds
ω
ω
+−
==
++
(4.2)
Onde os valores para d’ e d são encontrados pelas relações (4.3) e (4.4).
75
'
P
V
Out
V
d
V
= (4.3)
1'dd
=
− (4.4)
De forma que V
PV
e V
out
são definidos como a tensão de entrada do conversor e a
parcela de tensão de cada conversor na tensão do barramento CC, respectivamente.
O ganho estático da função de transferência do conversor Boost é definido pela
equação (4.5).
2
'
P
V
V
k
d
d
= (4.5)
As constantes sz
1
e sz
2
são definidas de acordo com as relações (4.6) e (4.7).
1
1
.
Ccc CC
sz
R
C
= (4.6)
2
'
2
.( )
L
oe
R
d
sz R R
LL
=−− (4.7)
Onde R
e
é definido como (4.8):
||
eC
rrR
=
(4.8)
O valor da frequência natural do modelo de condução contínua do conversor Boost e o
fator de qualidade são determinados por meio das equações (4.9) e (4.10).
2
.'. .'
1
.
.
Leo
o
Cout o
CC
R
dd R R d
RR
LC
ω
++
=
+
(4.9)
.'
1
.( )
o
Le
CC Cout o
Q
RRd
LCRR
ω
=
+
+
+
(4.10)
76
Na Figura 4.10 é apresentado o diagrama de Bode da função de transferência da planta
G
Boost_DCBR
(s), o qual apresenta uma margem de fase de aproximadamente 25
o
. Para a
obtenção do diagrama de Bode do modelo do conversor Boost, foram utilizadas as
especificações contidas na Tabela 4.2.
-20
0
20
40
60
10
1
10
2
10
3
10
4
10
5
10
6
180
225
270
315
360
Gm = 6.96 dB (em Inf rad/s) , Pm = 25.4 deg (em 9.6e+003 rad/s)
Frequência (rad/s)
Magnitude (dB)Fase ( )
o
Figura 4.10 Diagrama de Bode de G(s)
4.3.2
Projeto compensador PI+Feedforward
Um compensador do tipo PI acrescido de uma ação Feedforward foi a escolha para o
controle da tensão do barramento CC através dos conversores Boost do estágio de entrada do
sistema implementado.
Além da eliminação do erro de regime permanente para uma entrada do tipo degrau e
resposta rápida, características de um compensador do tipo PI, a inclusão de uma ação
Feedforward adiciona o valor de referência diretamente à saída no compensador levando o
sistema a convergir mais rápido para o valor desejado.
A função de transferência de um compensador do tipo PI é apresentada na equação
abaixo.
77
()
(
)
00
_
PI DCBR
Ksz
Cs
s
−
= (4.11)
Onde os ganhos proporcional e integral contínuos são definidos como:
0P
KK
=
(4.12)
00
.
I
KKz
=
− (4.13)
A figura abaixo representa o diagrama de blocos da malha de controle com um
compensador do tipo PI+ Feedforward.
PI
V_DCBR
M(s)
G(s)
Boost_DCBR
f
s1
d
e
u
PI
u
ff
u
V*
CC
-
++
+
V
CC
Figura 4.11 Diagrama de blocos PI+Feedforward.
O projeto de um compensador normalmente é norteado por especificações
relacionadas ao tempo de resposta do sistema em malha fechada ou o máximo erro de regime
permanente com relação ao sinal de referência. Estes parâmetros de projeto podem ser
diretamente relacionados com largura de banda e margem de fase do sistema em malha aberta,
desta forma determinados os ganhos do compensador, K
P
e K
I
, de forma a satisfazer as
especificações de desempenho do sistema [32].
De maneira a realizar o projeto dos compensadores de forma mais dinâmica, durante
todos os projetos é utilizada a ferramenta Sisotool do software MatLab® Essa ferramenta
permite que a partir dos dados da planta a ser controlada e do tipo de compensador escolhido
o projeto seja realizado de forma gráfica, alterando diretamente o gráfico de Bode de forma a
obter a resposta desejada e a verificação da estabilidade do sistema compensado.
Para o projeto do compensador, é necessário, primeiramente, definir os parâmetros da
planta. A tabela abaixo reúne as especificações da planta do conversor Boost.
Tabela 4.2 Especificações da planta do conversor Boost de entrada.
78
Especificações Valor
Tensão de entrada V
PV
= 54V
Tensão de saída V
out
= 100V
Frequência de chaveamento f
s
= 25KHz
Capacitor do barramento CC C
CC
= 1.6mH
Indutor Boost L
1,2
= 800uH
Resistência série do capacitor R
Ccc
= 100uΩ
Resistência série do indutor R
L1,L2
= 50uΩ
Resistência de carga R
o
= 41.7Ω
O projeto do compensador PI aplicado à planta citada acima leva em consideração que
a banda passante do sistema não pode ser muito larga, no mínimo uma década abaixo da
frequência de chaveamento do conversor, levando a uma frequência de corte máxima de
2,5KHz. Essa restrição de banda passante garante que a malha de controle não perceba as
oscilações ocasionadas pelo chaveamento, de modo a evitar que o controle tente compensar
tais oscilações, o que poderia levar o sistema a instabilidade. Porém, devido às características
do sistema em questão, após a inclusão do compensador PI a frequência de corte do sistema
em malha aberta precisa ser reduzida significativamente, uma vez que com a inclusão do
inversor, uma ondulação na frequência de 120Hz surge no barramento CC, e esta oscilação
também não pode ser percebida pela malha de controle.
Desta forma os ganhos contínuos para o compensador PI de forma a satisfazer os
parâmetros de projeto são apresentados a seguir:
0,0096
Pc
K
=
(4.14)
37,1026
Ic
K
=
(4.15)
A implementação das malhas de controle de todo o sistema foi realizada por uma
FPGA. Desta forma surge a necessidade de realizar o projeto discreto das malhas de controle
ou desenvolver o projeto de forma tradicional e realizar a discretização dos ganhos
encontrados. A relação entre os ganhos proporcional e integral contínuos e os respectivos
ganhos discretos são apresenta a seguir.
P
dPc
KK
=
(4.16)
79
.
Id Ic s
KKT
=
(4.17)
Onde os sub-índices “c” representam os ganhos contínuos e os sub-índices “d” os
discretos. T
s
é o período de amostragem da variável a ser controlada que normalmente, e na
aplicação em questão, é igual à frequência de chaveamento do conversor.
A Figura 4.12 apresenta o diagrama de bode em malha aberta do sistema compensado
onde se observa que a margem de fase é de aproximadamente +90
o
e a frequência de corte é
de 27,6 rad/s ou 4,4Hz. Esses resultados demonstram que, embora a malha de controle
apresente uma resposta dinâmica lenta, as especificações de frequência de corte abaixo dos
120Hz foi atendida. De maneira a melhorar a resposta dinâmica do sistema compensado, uma
ação feedforward foi adicionada à malha de controle.
Frequência (rad/s)
Magnitude (dB)Fase ( )
o
-100
-80
-60
-40
-20
0
20
10
1
10
2
10
3
10
4
10
5
90
135
180
225
270
Gm = 14.9 dB (at 491 rad/s) , Pm = 89.6 deg (at 27.6 rad/s)
Figura 4.12 Diagrama de Bode do sistema compensado.
4.3.3 Resultados de simulação
A figura abaixo apresenta o estágio de entrada do sistema descentralizado onde dois
conversores Boost conectados em série extraem energia dos painéis fotovoltaicos. Os pontos
de medida das variáveis de interesse do sistema, necessárias para a realização do algoritmo
MPPT e do modo regulação DCBR também estão explícitos na Figura 4.13.
80
Uma vez que o algoritmo MPPT é independente para cada conversor, existe a
necessidade de medição da tensão e corrente de cada arranjo fotovoltaico, enquanto que para a
execução do modo DCBR somente a medida da tensão do barramento CC é necessária.
PV
PV
PV
PV
PV
PV
S
b
S
a
L
1
L
2
C
pv
C
2
C
pv
C
1
C
CC
D
2
D
3
D
1
V
PVe
V
PVe
V
PVm
V
PVm
G
SA
G
SB
I
PVe
I
PVe
I
PVm
I
PVm
V
CC
V
CC
MPPT
Escravo
PI
DCBR
M(s)
V
PVe
d
e
f
s1
f
s1
f
s1
f
s1
f
s1
S
A
S
B
dor d
s m
a
a
b
b
c
c
e
u
PI
u
ff
u
d
m
I
PVe
I
PVm
V
PVm
V*
CC
-
++
+
V
CC
MPPT
Mestre
Figura 4.13 Circuito e controle do estágio de entrada.
De maneira a validar o projeto da malha de tensão do modo regulação a configuração
da figura acima foi simulada no Software PSIM®, na simulação em questão, os dois arranjos
de painéis fotovoltaicos estão submetidos a uma radiação de 1000W/m
2
, totalizando uma
potência disponível total de 480W quando os conversores operam no ponto de máxima
potência. Uma vez que para os modos de operação 4 ao 7a potência demandada pela carga é
menor que a potência extraída dos painéis, a tensão do capacitor do barramento CC aumenta
em uma taxa proporcional a diferença entra a energia gerada e consumida, o que pode levar à
danos no sistema. De maneira a evitar que isso aconteça o conversor escravo desabilita a
função de rastreamento do ponto de máxima potência e passa a regular o barramento CC
levando a tensão do capacito C
CC
para o valor nominal.
81
A Figura 4.14 apresenta a potência total extraída dos arranjos fotovoltaicos, no
momento em que a malha de tensão de controle do barramento CC ativa-se fazendo com que
a potência gerada seja igual à potência consumida pela carga.
Como resultado da redução da potência extraída pelos conversores de entrada a tensão
sobre o capacitor C
CC
permanece constante e regulada no valor nominal determinado para o
sistema como se percebe na Figura 4.15.
A Figura 4.14 e Figura 4.16 confirma que de fato somente um dos conversores Boost,
conversor escravo no exemplo, altera o ponto de operação do seu respectivo arranjo
fotovoltaico fazendo com que menos potência seja gerada, enquanto que o conversor mestre
continua a extrair a máxima potência do arranjo conectado a ele.
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
Tempo (s)
P
(
W
)
PV
P
PV_Total
P
PV_Mestre
P
PV_Escravo
Figura 4.14 Potência fotovoltaica.
82
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
220
Tempo (s)
V (V)
CC
DCBR ON
Figura 4.15 Tensão barramento CC.
I (A)
PV
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
3.5
4
4.5
5
Tempo (s)
I
PVSlave
I
PVMaster
Figura 4.16 Corrente extraída dos arranjos fotovoltaicos.
83
4.4 Malha de tensão conversor Boost bidirecional
Em situações em que a potência gerada pelos painéis é menor que a potência que a
carga demanda, o banco de baterias, se possuir carga suficiente, deve suprir a diferença de
energia de maneira a garantir o balanço de energia apresentado em (3.1).
Uma vez que a potência extraída do banco de baterias não é constante, e depende das
condições de radiação solar incidente nos painéis e da carga conectada ao sistema, os quais
são lentamente variáveis, optou-se por controlar diretamente a tensão do barramento CC.
O compensador utilizado para realizar a função é um compensador do tipo PI, pelas
mesmas características citadas no projeto da malha de tensão DCBR.
A Figura 4.17 apresenta o circuito do conversor bidirecional implementado, abordado
anteriormente, e todas as possibilidades de controle deste conversor. A frequência f
S1
representa a frequência de amostragem de todas as variáveis necessárias ao controle do
conversor. No caso, f
S1
é a frequência de chaveamento do conversor bidirecional quando
operando como Buck, por ser a mais elevada no sistema. Já f
S2
é a frequência de chaveamento
do conversor bidirecional quando operando como Boost.
S
W2
S
W1
L
f
L
b
C
CC
C
f
PI
V_BOOST
PI
I_BUCK
PI
V_BUCK
P
V_BID
f
s1
f
s1
f
s1
f
s2
G
S1
S
W2
S
W1
G
S2
d
BOOST
d
BUCK
X
ilinx FPGA
d
BUCK
a
a
b
b
c
e
e
e
V*
CC
V*
bat
V
bat
V
bat
V
bat
+
-
-
-
+
+
I*
Lb
I
Lb
I
Lb
I
Lb
V
CC
V
CC
V
CC
Figura 4.17 Circuito e controle do conversor bidirecional.
84
4.4.1
Modelo conversor Boost bidirecional em condução contínua
A função de transferência que descreve o comportamento da tensão de saída V
o
(s)
perante variações na razão cíclica do conversor d(s) [22] é apresentada na equação (4.18).
()
()
()
()
_
2
'
2
.1
.
.
.
.. . . 1
eq eq
o
oo
Bat o
Boost V
eq eq
eq o
eq CC eq CC
oo
LR
s
RRvs
VR
Gs
LR
RRd
ds
LC s RC s
R
R
⎛⎞
−+−
⎜⎟
⎝⎠
==
⎛⎞⎛⎞
+
−+ +−
⎜⎟⎜⎟
⎝⎠⎝⎠
(4.18)
Sendo:
2
'
b
eq
L
L
d
= (4.19)
2
'
s
eq
R
R
d
=
(4.20)
e
'
Bat
o
V
d
V
= (4.21)
Convêm salientar que na planta em questão o banco de baterias, o indutor L
f
e o
capacitor C
f
, ambos do filtro T, foram substituídos por uma fonte de tensão ideal, essa
aproximação é valida e foi apresentada em [22].
A resistência série do banco de baterias somada a resistência série do indutor Boost,
Rs, foram incluídas na função de transferência do conversor, uma vez que esse valor de
resistência tem um papel importante na estabilidade do sistema em questão.
A figura apresenta o diagrama de bode da função de transferência G
Boost_V
(s) do
conversor Boost bidirecional onde percebe-se que o sistema apresenta uma margem de fase de
-18,7
o
e uma frequência de corte de aproximadamente 2.3KHz. Embora a frequência de corte
esteja dentro das especificações, dez vezes menor que a frequência de chaveamento, a
85
margem de fase negativa torna o sistema instável. Portanto, objetiva-se com a inclusão do
compensado, melhorar a margem de fase do sistema compensado sem prejudicar a restrição
relacionada à frequência de corte máxima.
-60
-40
-20
0
20
40
60
10
1
10
2
10
3
10
4
10
5
10
6
90
180
270
360
Gm = -16.8 dB (at 5.62e+003 rad/s) , Pm = -18.7 (at 1.53e+004 rad/s)
o
Frequência (rad/s)
Fase ( )
o
Magnitude (dB)
Figura 4.18 Diagrama de Bode de G(s).
4.4.2
Projeto compensador PI
Da mesma forma que anteriormente um compensador do tipo PI foi o escolhido para a
implementação do controle da tensão do capacitor do barramento CC através do conversor
bidirecional operando no modo Boost.
A função de transferência C(s) do compensador PI é a mesma apresentada na equação
(4.11).
A figura abaixo apresenta a malha de controle do conversor bidirecional operando no
modo Boost com o compensador PI.
86
PI
V_Boost
M(s)
G(s)
V_Boost
f
s1
d
e
u
V*
CC
-
+
V
CC
Figura 4.19 Malha de controle conversor Boost bidirecional.
Para o projeto do compensador, é necessário, primeiramente, definir os parâmetros da
planta. A tabela abaixo reúne as especificações do conversor bidirecional quando opera no
modo Boost.
Tabela 4.3 Especificações da planta do conversor Boost de entrada.
Especificação Valor
Tensão de entrada V
Bat
= 48V
Tensão de saída V
CC
= 200V
Frequência de chaveamento f
s2
= 40KHz
Capacitor do barramento CC C
CC
= 1.6mH
Indutor Boost L
b
= 246.5uH
Resistência série do indutor e baterias R
S
= 200mΩ
Para o projeto do compensador PI aplicado a planta em questão considera que a
frequência de corte do sistema deve estar no mínimo uma década abaixo da frequência de
chaveamento do conversor, levando a uma frequência de corte máxima de 4KHz, e a margem
de fase do sistema compensado deve ficar em torno de 50
o
.
Desta forma os ganhos contínuos para o compensador PI de forma a satisfazer os
parâmetros de projeto são apresentados a seguir:
0,0048
Pc
K
=
(4.22)
0,2526
Ic
K
=
(4.23)
Discretizando os ganhos encontrados chegamos aos seguintes valores para os ganhos
proporcional e integral discretos, respectivamente:
0,0048
Pd
K
=
(4.24)
87
0,000006315
Id
K
=
(4.25)
A Figura 4.20 apresenta o diagrama de Bode em malha aberta do conversor
bidirecional operando como Boost com a inclusão do compensador PI. Percebe-se na Figura
4.20 que a margem de fase é de aproximadamente 60
0
e a frequência de corte do sistema
compensado de 96Hz, satisfazendo as restrições de projeto. Novamente, o sistema
compensado apresenta uma dinâmica relativamente lenta, porém o objetivo de estabilidade foi
atingido.
Fase ( )
o
Magnitude (dB)
-100
-50
0
50
10
0
10
1
10
2
10
3
10
4
10
5
10
6
90
180
270
360
Gm = 28.6 dB (at 3.81e+003 rad/s) , Pm = 59.8 (at 605 rad/s)
o
Frequência (rad/s)
Figura 4.20 Diagrama de Bode do conversor Boost bidirecional compensado.
A Figura 4.21 apresenta o lugar das raízes da planta compensada, a intenção á
apresentar a faixa de ganhos em que o sistema pode operar no qual a estabilidade é garantida,
vale ressaltar que sem a inclusão da resistência série do banco de baterias somada a resistência
série do indutor a faixa de ganhos seria menor, e possivelmente uma malha de corrente interna
deveria ser adicionada ao controle do sistema de forma a garantir a estabilidade.
88
-3000 -2000 -1000 0 1000 2000
-5000
-4000
-3000
-2000
-1000
0
1000
2000
3000
4000
5000
Root Locus
Real Axis
I
m
aginary Axis
Figura 4.21 Lugar das raízes do sistema compensado.
4.4.3
Resultados de simulação
Os resultados de simulação referentes ao modo de operação 2 são apresentados nessa
seção, este modo tem a função de controlar o barramento CC retirando energia do banco de
baterias quando a energia gerada pelos arranjos fotovoltaicos é menor que a energia
consumida pela carga. As simulações foram realizadas no software PSIM®.
Após o tempo determinado para o término do rastreamento do ponto de máxima
potência, na situação a seguir, a tensão do barramento CC ficou abaixo de um valor aceitável,
fazendo com que o sistema de supervisão entenda que o banco de baterias deve suprir a
diferença de energia ativando o conversor bidirecional no modo Boost. Desta forma, a Figura
4.22 apresenta a tensão no capacitor do barramento CC no momento em que o conversor
bidirecional é ativado, regulando assim a tensão do barramento no seu valor nominal.
89
0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
160
165
170
175
180
185
190
195
200
205
210
Tempo (s)
V (V)
CC
Figura 4.22 Tensão do barramento CC.
A Figura 4.23 apresenta a corrente extraída do banco de baterias quando o conversor
bidirecional está funcionando como um conversor Boost. A corrente média extraída das
baterias na situação simulada fica próxima de 3A e é tanto maior quanto maior for a diferença
entra a potência gerada pelos painéis e a consumida pela carga, no exemplo simulado a
potência extraída do banco de baterias é de aproximadamente 135W.
Obviamente este modo de operação está ativo enquanto o banco de baterias tiver
autonomia.
90
0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Tempo (s)
I (
A
)
Bat
Figura 4.23 Corrente extraída do banco de baterias.
4.5 Malha de corrente conversor Buck Bidirecional
Quando a energia gerada pelos arranjos fotovoltaicos for superior à energia consumida
pela carga e o banco de baterias necessitar ser carregado, nos modos de operação 3, 6 e 7, o
conversor bidirecional ativa-se no modo Buck e o excedente de energia é injetado no banco de
baterias.
Uma vez que o banco de baterias representa uma grande parcela no custo inicial e de
manutenção de um sistema fotovoltaico isolado, se faz imperativo escolher um método de
carga para o mesmo que prolongue ao máximo a sua vida útil.
Diversos são os métodos de carga encontrados na literatura e empregados
industrialmente, entre eles podemos citar:
•
Método de recarga a um nível de tensão;
•
Método a dois níveis de tensão;
•
Método a um nível de corrente;
•
Método a dois níveis de corrente;
•
Método a dois níveis de corrente e um de tensão;
91
•
Método a um nível de corrente e um de tensão;
•
Método a corrente pulada e outro;
Cada método diferencia-se pela aplicação, do tipo e idade da bateria e do tempo
disponível para carga [22]. O método escolhido como o mais adequado a aplicação é o
método a um nível de corrente e um nível de tensão.
O método de carga a um nível de corrente e um nível de tensão aplica um nível de
corrente controlado as baterias enquanto a tensão do banco é menor que um valor pré-
definido, o qual indica o nível de carga das baterias, após a tensão do banco de baterias atingir
este valor o método altera a estratégia de controle e impõe um nível de tensão constante as
baterias, chamado de tensão de flutuação, com a intenção de compensar a auto-descarga
natural do banco de baterias.
Duas malhas de controle são necessárias para implementar este método de carga, uma
malha de corrente e uma malha de tensão. Quando a malha de corrente estiver ativa a corrente
entregue ao banco de baterias depende do excesso de energia gerada pelos painéis, sendo
limitado em um valor máximo igual a 10% da capacidade Ah das baterias. No sistema
implementado o banco de baterias é formado por quatro baterias de 12V e 45Ah, com uma
corrente máxima de carga limitada em 4,5A.
A Figura 4.24 representa o fluxograma do método de carga do banco de baterias
utilizado, método IU. No início do processo de carga ativa-se a malha de corrente e o
conversor Buck injeta no banco de baterias uma corrente controlada e proporcional à diferença
entra a potência gerada e a consumida, regulando o barramento em seu valor nominal.
Quando o banco de baterias atingir um nível de tensão superior a 2,45V por elemento (58,8
V), caracterizando a carga completa, o fluxograma altera a estratégia de controle e passa a
controlar a tensão sobre o capacitor do filtro T, mantendo a tensão em 2,3V por elemento
(55.2 V), que á a tensão de flutuação. Essa etapa tem por objetivo compensar a descarga
natural do banco de baterias.
Enquanto a etapa de controle da tensão está ativa, a corrente de carga das baterias
continua sendo monitorada com o intuito de impedir que um nível de corrente elevado
danifique o bando de baterias. Desta forma, se o nível de corrente durante o modo tensão for
maior que seis vezes o valor de I
C20
, o modo de controle da corrente de carga volta a ficar
ativo, mantendo esse valor em seu valor de saturação.
A constante I
C20
é definida como a corrente de descarga das baterias para uma
autonomia de 20 horas. Em outras palavras, para o banco de baterias utilizado na aplicação,
92
capacidade de 45Ah, serão necessárias 20 horas para a descarga das baterias, se delas for
drenada uma corrente de 2,25A.
Início
Fim
MC=Corrente? MC=Tensão?
V >2,45V/e?
Bat
I>6I?
Bat C20
MC = Tensão
V* = 2,3V/e
Bat
MC = Corrente
I* = 4Ic20
bat
Figura 4.24 Fluxograma de carga do banco de baterias.
4.5.1
Modelo conversor Buck bidirecional em condução contínua – Malha de
corrente
Uma vez que o conversor bidirecional operando no modo Buck tem como carga um
banco de baterias, se faz necessário definir o modelo utilizado para representar o
comportamento das baterias. Como o objetivo é analisar o comportamento do conversor
bidirecional operando como Buck, e não o comportamento dinâmico do banco de baterias, foi
escolhido um modelo simplificado para simular a carga das baterias, o qual é apresentado na
figura abaixo:
C
R
S
V
Bat
R
Figura 4.25 Modelo banco de baterias.
Onde R
s
é a resistência série do banco de baterias, o qual pode ser encontrado no
datasheet do fabricante e foi considerada igual a 200mΩ no projeto em questão. Os valores
pra R e C são determinados com base na corrente de carga e no tempo máximo de carga do
93
banco de baterias, na simulação do conversor os valores escolhidos são de 15KΩ e 2F,
respectivamente.
A equação (4.26) apresenta a função de transferência que relaciona a corrente no
indutor L
b
da Figura 4.17 com a razão cíclica do conversor, o modelo utilizado no projeto do
compensador é um modelo simplificado, pois assume que L
f
e C
f
são iguais à zero, e é valido
tanto para pequenos como para grandes sinais [22].
_
2
() . . 1
() .
... ( .. ). ( )
()
Lb
Buck I CC
bsbs
is RCs
Gs V
LRCs RRC L s R R
ds
+
==
++++
(4.26)
A figura apresenta o diagrama de bode da função de transferência G
Buck_I
(s) do
conversor Buck bidirecional operando no modo corrente, onde se percebe que o sistema
apresenta uma margem de fase de 90
o
e uma frequência de corte de aproximadamente
130KHz. Pelo já exposto, a frequência de corte do sistema compensado deve ser menor que
10KHz, dez vezes menor que a frequência de chaveamento, e , se possível, a margem de fase
próxima de 50º, de forma a melhorar a resposta dinâmica.
Fase ( )
o
Magnitude (dB)
Frequência (rad/s)
0
10
20
30
40
50
60
10
-1
10
0
10
1
10
2
10
3
10
4
10
5
10
6
-90
-45
0
45
90
Gm = Inf , Pm = 90.1 (at 8.11e+005 rad/s)
o
Figura 4.26 Diagrama de bode do modelo de controle de corrente do conversor Buck bidirecional.
94
4.5.2
Projeto compensador PI
Da mesma maneira que os compensadores projetados anteriormente, um compensador
do tipo PI é utilizado a fim de controlar a corrente de carga do banco de baterias por meio do
conversor Buck bidirecional. Porém, a corrente de carga de referência não é um valor
constante, dependente da diferença entra a energia gerada e a consumida, desta forma, é
utilizada uma malha externa de tensão o qual utiliza o erro da tensão do barramento CC na
determinação da corrente de referência do conversor.
O diagrama de blocos do controle utilizado para o conversor bidirecional quando
operando no Buck de controle de corrente.
PI
I_BUCK
P
M(s)
G(s)
Buck_I
f
s1
f
s1
d
ee
u
I*
bat
V*
CC
V
CC
--
++
I
bat
Figura 4.27 Malha de controle de corrente conversor Buck bidirecional.
Os parâmetros de projeto para o compensador PI em questão são os mesmos da tabela
Tabela 4.3, sendo a frequência de chaveamento do conversor a única diferença de projeto.
Para o conversor bidirecional operando como um conversor Buck a frequência de
chaveamento e consequentemente de amostragem é de 100KHz.
Pelo já exposto, os mesmos critérios de performance foram escolhidos, margem de
fase de aproximadamente 50º e frequência de corte no mínimo dez vezes menor que a
frequência de chaveamento.
Com base nas restrições acima os ganhos encontrados para o compensador PI de
controle de corrente do conversor Buck bidirecional são os seguintes:
0,0033
Pc
K
=
(4.27)
16,322
Ic
K
=
(4.28)
Os ganhos discretos do compensador PI são:
0,0033
Pd
K
=
(4.29)
95
0,00016322
Id
K
=
(4.30)
A Figura 4.28 o diagrama de bode do sistema em malha aberta compensado para o
controle da corrente no indutor L
b
do conversor bidirecional operando como Buck.
Nota-se pelo diagrama abaixo que os critério de desempenho pré-definidos foram
atingidos, margem de fase é de 50,9º e a banda passante do sistema de aproximadamente
650Hz.
Fase ( )
o
Magnitude (dB)
Frequência (rad/s)
-50
0
50
100
150
10
-6
10
-4
10
-2
10
0
10
2
10
4
-180
-135
-90
-45
0
Gm = Inf , Pm = 50.9 (at 4.11e+003 rad/s)
o
Figura 4.28 Diagrama de bode em malha aberta do sistema compensado.
A escolha do ganho K foi realizada através de tentativa e erro. O valor encontrado não
é tão pequeno a ponto de deixar o sistema demasiadamente lento e nem tão grande a ponto de
torná-lo oscilatório, e é apresentado na equação (4.31).
0,0001K
=
(4.31)
96
4.5.3
Resultados de simulação
Esta seção apresenta os resultados de simulação para os modos de operação em que há
um excesso de energia gerada pelos painéis e o banco de baterias está sendo carregado com o
excesso de energia, de forma a manter o balanço de energia do sistema. Salienta-se que os
resultados de simulação compreendem os modos de operação 3, 6 e 7 quando o método de
carga do banco de baterias determina que a malha de corrente deve estar ativa.
Uma vez transcorrido o tempo especificado para o rastreamento do ponto de máxima
potência observa-se que a tensão do barramento CC é superior ao valor nominal pré-definido
e o sistema de supervisão entende que há um excesso de energia e que a mesma deve ser
disponibilizada para carregar o banco de baterias.
Uma vez que o valor de referência de corrente do compensador depende do erro da
tensão do barramento e o compensador escolhido para definir a referência foi do tipo
proporcional, a variação da referência de corrente é lenta e o nível de tensão do barramento
CC atinge o valor nominal aproximadamente 0,4s após ter sido habilitado o processo de carga
das baterias. Um valor maior de ganho proporcional tornaria a convergência mais rápida,
porém oscilatória, o que poderia, dependendo da amplitude da oscilação levar o sistema a uma
troca indesejada de modos de operação. A Figura 4.29 apresenta o comportamento da tensão
V
CC
quando o sistema carrega o banco de baterias com o controle da corrente de carga.
0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2 2.2
160
165
170
175
180
185
190
195
200
205
210
Tempo (s)
V (V)
CC
97
Figura 4.29 Tensão do barramento CC.
A Figura 4.30 apresenta a corrente injetada no banco de baterias no momento em que
o sistema de supervisão ativa o processo de carga. A corrente de carga oscila durante o
período transitório e entra em regime em um valor inferior à máxima corrente de carga que é
de 4,8A.
0 0.5 1 1.5 2
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
Tempo (s)
I (
A
)
Bat
I
Lb
I
Lf
Figura 4.30 Corrente entregue ao banco de baterias.
4.6 Malha de tensão conversor Buck bidirecional
Após o término da etapa de corrente constante no processo de carga do banco de
baterias, o qual ocorre quando a tensão das baterias atingir 2,45V por elemento como
observado na Figura 4.24, o conversor Buck bidirecional altera a sua estratégia de controle e
passa a monitorar a tensão sob o capacitor C
f
.
Esta etapa do processo de carga tem por objetivo compensar a descarga natural
inerente ao sistema armazenador de energia por meio de baterias.
98
4.6.1
Modelo conversor Buck bidirecional em condução contínua – Malha de tensão
A função de transferência que descreve o comportamento da tensão V
cf
(s) com relação
à alterações na razão cíclica d(s) é apresenta a seguir.
()
2
012
_
43 2
01234
..
()
....
()
cf
Buck V
Bs Bs B
vs
Gs
As As As As A
ds
++
==
+
+++
(4.32)
Onde os coeficientes do denominador da equação são apresentados abaixo.
0
....
ffb
ALCLRC
=
(4.33)
1
.. ....
ffb fsb
A
CLL CRLRC
=
+
(4.34)
2
.. .. .. ..
fb fbs b f
A C LR C LR CLR LCR=+ ++ (4.35)
3
..
s
bf
ARRCLL
=
++ (4.36)
4
s
ARR
=
+ (4.37)
E os do numerador são apresentados a seguir.
0
..
f
B
LCR
=
(4.38)
1
..
fs
B
LRRC
=
+ (4.39)
2
s
B
RR
=
+ (4.40)
A função de transferência apresentada é valida tanto para pequenos quanto para
grandes sinais. A Figura 4.31 apresenta o diagrama de bode da função de transferência
G
Buck_V
(s) a qual relaciona a tensão de saída do conversor Buck bidirecional com a razão
cíclica do conversor, onde se percebe que o sistema apresenta uma margem de fase de
aproximadamente 20
o
e uma frequência de corte de aproximadamente 2.2KHz.
99
-40
-20
0
20
40
10
0
10
1
10
2
10
3
10
4
10
5
-180
-135
-90
-45
0
Gm = Inf dB (at Inf rad/sec) , Pm = 20.2 (at 1.42e+004 rad/sec)
o
Fase ( )
o
Magnitude (dB)
Frequência (rad/s)
Figura 4.31 Diagrama de bode do modelo de controle de tensão do conversor Buck bidirecional.
4.6.2
Projeto compensador P
Um compensador do tipo proporcional foi o escolhido para regular a tensão no
capacitor C
f
quando o modo tensão estiver ativo durante a carga do banco de baterias. Com
este compensador garante-se a tensão de flutuação das baterias com um erro dentro das
especificações de projeto, apresentadas na Tabela 4.4.
Tabela 4.4 Especificações de projeto do compensador proporcional.
Especificação Valor
Tensão de entrada V
CC
= 200V
Máxima variação de V
CC
R
5
= 5%
Tensão de flutuação V
f
= 55.2V (2,3V/e)
Máxima variação de V
f
R
6
= 1%
O diagrama de blocos da malha de controle é apresentado na figura abaixo, onde K
P
é
o ganho proporcional do compensador, G
Buck_V
(s) é a planta a ser controlada e M(s) é o ganho
inserido pelo modulador.
100
K
P
M(s)
G(s)
Buck_V
f
s1
d
e
u
V*
cf
-
+
v
cf
Figura 4.32 Malha de controle de tensão do conversor Buck bidirecional.
O projeto do ganho K
P
é baseado no teorema do valor final apresentado na equação
(4.41), [22].
(
)
0
lim . ( )
s
esEs
→
∞=
(4.41)
Onde E(s) é definido como:
() () ()
cfref cf
Es V s v s
=
− (4.42)
Com base na equação (4.42) e na malha de controle da Figura 4.32 encontra-se a
seguinte relação:
()
()
1.().()
cfref
P
Vs
Es
KMsGs
=
+
(4.43)
Substituindo as variáveis da equação e isolando o ganho proporcional encontra-se um
ganho K
P
igual a:
0.16024
P
K
=
(4.44)
O diagrama de bode da função de transferência em malha aberta do sistema
compensado é apresentado na Figura 4.33. O compensador do tipo proporcional não insere
nenhuma dinâmica no sistema, apenas altera o ganho estático de forma a alcançar novos
valores de margem de fase e frequência de corte. Para o projeto em questão, o sistema
compensado apresenta uma margem de fase próxima aos 50º e uma frequência de corte de
aproximadamente 800Hz, comprovando a estabilidade do sistema compensado.
101
-60
-40
-20
0
20
10
0
10
1
10
2
10
3
10
4
10
5
-180
-135
-90
-45
0
Gm = Inf dB (at Inf rad/s) , Pm = 52.7 (at 5e+003 rad/s)
o
Fase ( )
o
Magnitude (dB)
Frequência (rad/s)
Figura 4.33 Digrama de Bode do sistema compensado em malha aberta.
4.6.3
Resultados de simulação
Os resultados de simulação referentes a segunda etapa do processo de carga do banco
de baterias são apresentados nesta seção. Após o banco de baterias ser carregado com corrente
constante e igual a diferença entra a potência gerada pelos painéis e a consumida pela carga, a
malha de tensão é ativa e regula a tensão sobre o capacitor C
f
do filtro T. A segunda etapa da
técnica de carga IU é a responsável pela compensação da descarga natural do banco de
baterias, desta forma o objetivo é manter a tensão sobre o capacitor do filtro igual a 2,3V por
elemento, ou seja, 55.2V. Como apresentado anteriormente o sistema de supervisão identifica
quando a carga das baterias está completa e consequentemente deve-se ativar a malha de
tensão, através da tensão do banco de baterias, tal limite de tensão foi pré-definido igual a
58.8V.
A Figura 4.34 apresenta a tensão no banco de bateria no momento em que o processo
de carga é finalizado, ou seja, a tensão alcança o valor de 58.8V, e ocorre a transição da malha
de corrente para a malha de tensão, e a tensão regula-se em um valor próximo do
estabelecido.
102
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4
55
55.5
56
56.5
57
57.5
58
58.5
5
9
Tempo (s)
V (V)
Bat
Figura 4.34 Tensão de bateria durante a transição dos modos.
Uma vez que para o controle da tensão do capacitor C
f
foi escolhido um compensador
do tipo proporcional, a tensão de regime não é regulada em exatamente 55.2V, porém está
dentro o erro máximo estabelecido anteriormente de 1%, Figura 4.35.
1.7 1.75 1.8 1.85 1.9 1.95 2
55
55.1
55.2
55.3
55.4
55.5
55.6
55.7
55.8
55.9
56
Tempo (s)
V (V)
Bat
Figura 4.35 Tensão de bateria em regime permanente.
103
As próximas duas figuras apresentam a corrente no indutor L
b
e a corrente nas
baterias, indutor L
f
. A Figura 4.36 apresenta a corrente em L
b
e nas baterias no momento em
que ocorre a transição entre os modos, observa-se que durante o modo corrente a corrente
estava constante e igual a 1,25A e no momento em que o modo tensão é ativado o valor da
corrente diminui e permanece regulada em um valor próximo de 0,25A, Figura 4.37.
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4
0
0.5
1
1.5
2
2.5
Time (s)
I (
A
)
Bat
I
Lb
I
Lf
Figura 4.36 Corrente em L
b
e nas baterias durante a transição dos modos.
Vale ressaltar que o valor de corrente injetada no banco de baterias durante o modo
tensão pode oscilar e não é controlado, desta forma o circuito de supervisão continua
observando os níveis de corrente no indutor L
b
, e se o mesmo crescer a ponto de representar
risco a integridade das baterias ou dos semicondutores do circuito, ocorre uma nova transição
entre os modos e a corrente de carga passa novamente a ser controlada em um valor
adequado.
104
1.7 1.75 1.8 1.85 1.9 1.95 2
0
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
0.3
5
Tempo (s)
I
Lb
I
Lf
Figura 4.37 Corrente no indutor Lb e nas baterias em regime permanente.
4.7 Conclusão
No decorrer deste capítulo foram apresentados os projetos dos compensadores que
atuam regulando as variáveis do sistema proposto em todos os modos de operação
apresentados anteriormente. De forma a validar o projeto das malhas de controle foram
mostrados e discutidos os resultados de simulação para as situações em que cada malha está
ativa.
A primeira preocupação quando a fonte primária de energia de um sistema gerador são
painéis fotovoltaicos é aproveitar a totalidade da potência disponibilizada pelos painéis em
qualquer situação de nível de radiação solar e temperatura dos painéis. Desta forma foi
apresentada a influência destes parâmetros na potência gerada e definidas as características
que um sistema rastreador do ponto de máxima potência deve possuir.
Entre os diversos algoritmos presentes na literatura, um algoritmo baseado na técnica
P&O convencional com a diferença de possuir um passo de razão cíclica variável, foi o
escolhido para realizar a função de encontrar o MPP independente das condições em que o
painel é submetido. O algoritmo P&O modificado foi analisado e simulado, e o seu
desempenho foi confrontado com o do algoritmo convencional, tendo apresentado melhor
105
resposta quando submetido a variações na radiação solar e melhor desempenho em regime
permanente uma vez que as oscilações são minimizadas com a implementação do passo
variável.
Sempre que a potência disponibilizada pelos arranjos PV não poder ser plenamente
aproveitada pelo sistema, seja alimentando a carga ou carregando o banco de baterias, o
algoritmo de rastreamento deve ser desabilitado e, em seu lugar uma malha que controla a
tensão no capacitor do barramento CC ativa-se retirando um dos arranjos do MPP e mantendo
assim o balanço de energia do sistema.
O conversor bidirecional serve para realizar a interface entre o banco de baterias e o
barramento CC, desta forma pode assumir duas configurações distintas, conversor Buck
quando carregando o banco de baterias, e como Boost quando utilizando energia do banco de
baterias para alimentar, completa ou parcialmente, as cargas conectadas ao sistema.
Este capítulo também apresenta o método de carga do banco de baterias utilizado na
implementação do sistema. O método consiste um aplicar um nível de corrente constante e
proporcional a diferença entra a energia gerada e a consumida enquanto a tensão do banco de
baterias for menor que um valor pré-definido. Após atingir este valor, o método aplica um
nível de tensão constante ao banco de baterias com a intenção de compensar o processo de
descarga natural das baterias. O projeto e simulação das três malhas de controle presentes no
conversor bidirecional, modo Boost, modo Buck corrente e modo Buck tensão, são
apresentados neste capítulo.
Os projetos dos ganhos dos compensadores foram realizados com auxílio da
ferramenta Sisotool presente no software MatLab® e as simulações das malhas de controle
atuando no sistema fotovoltaico foram desenvolvidas no software PSIM®.
106
CAPÍTULO 5 - RESULTADOS EXPERIMENTAIS
5.1 Introdução
Os resultados experimentais apresentados nesta seção foram obtidos a partir do
protótipo de um sistema fotovoltaico isolado descentralizado, o qual foi implementado em
laboratório sob as especificações contidas na Tabela 5.1.
A Figura 5.1 apresenta novamente o sistema implementado de forma a facilitar a
relação com as tabelas apresentadas nesse capítulo.
Tabela 5.1 Especificações do sistema implementado.
Especificação Valor
Potência nominal P
nom
= 480W
Potência de cada arranjo (@1000W/m
2
e 25
o
C) P
PV
= 240W
Tensão de entrada V
PV
= 54V
Tensão de saída V
out
= 100V
Tensão barramento CC V
CC
= 200V
Tensão de bateria V
bat
= 48V
Frequência de chaveamento – Boost de entrada f
s1
= 25KHz
Frequência de chaveamento – Boost bidirecional f
s2
= 40KHz
Frequência de chaveamento – Buck bidirecional f
s2
= 100KHz
PV
PV
PV
PV
PV
PV
S
b
S
a
S
W2
S
W1
S
4
S
6
S
5
S
3
L
out
L
f
L
b
L
1
L
2
C
out
C
pv
C
2
C
pv
C
1
C
CC
C
f
D
2
D
3
D
1
D
4
D
5
z
V
PVe
V
PVm
G
SA
G
SB
G
S1
G
S2
G
S3
G
S4
G
S5
G
S6
I
PVe
I
PVm
V
bat
V
Cout
I
L4
V
CC
Figura 5.1 Sistema fotovoltaico descentralizado isolado.
107
A Tabela 5.2 apresenta os dispositivos semicondutores utilizados nos conversores
Boost de entrada e no conversor bidirecional, além dos valores dos elementos passivos
presentes no sistema. O projeto dos elementos passivos é apresentado no Anexo I desta
dissertação.
Tabela 5.2 Componentes do protótipo implementado.
Componente Descrição
S
A
, S
B
MOSFET IRFP360LC
D
1
, D
2
RHRP970
S
W1
, S
W2
IGBT IRG4PC50W
D
4
, D
5
15ETH06
S
3
, S
4
, S
5
, S
6
IGBT G4PC40UD
L
1
, L
2
800 μH
C
PV1
, C
PV2
68 μF
C
1
, C
2
100 μF
L
b
246,5 μH
L
f
3,4 μH
C
f
1000 μF
L
Out
596.5 µH
C
Out
4 μH
O banco de baterias contém 4 baterias EXF18PE (12v, 45Ah) conectadas em série, o
que leva a uma corrente máxima de carga de 4,5A. A medição das variáveis de controle, a
supervisão do sistema e a implementação das malhas de controle foram realizadas por meio
de uma Xilinx FPGA, modelo Spartan3E-500 FG320. Outras características do kit de
desenvolvimento utilizado são, porta de alta velocidade USB2, 16Mbytes de RAM e ROM e
disponibilidade de vários dispositivos I/O.
O arranjo fotovoltaico utilizado como fonte do sistema implementado foi emulado por
meio do simulador de arranjos solares Agilent E4350B (Solar Array Simulator), considerando
a conexão série de três painéis KC80. O simulador em questão tem capacidade de emular
apenas um dos arranjos utilizados na implementação, desta forma todos os resultados obtidos
com relação a desempenho de algoritmo MPPT e regulação do barramento CC, foram
realizados com um dos conversores conectado ao simulador enquanto o outro é conectado a
uma fonte CC comum, e ajustado manualmente no ponto de máxima potência.
108
5.2 Algoritmo MPPT
Como visto anteriormente, o algoritmo de rastreamento do ponto de máxima potência
escolhido é baseado na técnica de rastreamento P&O (Perturbation & Observation) com
passo de alteração da razão cíclica variável, o que possibilita contornar os problemas comuns
à técnica P&O, rastreamento lento do MPP e oscilações em torno do ponto de máxima
potência.
A Figura 5.2 apresenta a potência extraída de um dos arranjos de painéis fotovoltaicos
enquanto o algoritmo P&O convencional está ativo e rastreando o ponto de máxima potência.
Através da figura observa-se o tempo necessário para levar o ponto de operação até o ponto
de máxima potência e as oscilações na potência extraída do arranjo quando em regime
permanente. A situação apresentada na figura abaixo, ilustra o comportamento do algoritmo
convencional quando o arranjo fotovoltaico está submetido a uma radiação de 1000W/m
2
, o
que corresponde a uma potência nominal de aproximadamente 240W.
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20
100
150
200
250
Tempo (s)
P
o
tência (
W
)
Figura 5.2 Potência extraída de um dos arranjos PV - P&O convencional (@1000W/m
2
).
A mesma situação é imposta ao arranjo fotovoltaico quando o conversor Boost de
entrada é controlado pelo algoritmo P&O modificado, como apresentado na Figura 5.3.
109
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20
100
150
200
250
Tempo (s)
P
o
tência (
W
)
Figura 5.3 Potência extraída de um dos arranjos PV - P&O modificado (@1000W/m
2
).
Nota-se pelas figuras acima, que o algoritmo modificado converge mais rapidamente
para o ponto de operação onde a potência é máxima e apresenta oscilações menores em torno
do mesmo ponto.
Ilustrando a mesma situação de teste, a Figura 5.4 e Figura 5.5 apresentam o
comportamento da tensão do barramento CC para cada algoritmo, como para a realização dos
testes, somente um dos conversores Boost de entrada está ativo, a tensão nominal do
barramento CC para uma radiação de 1000W/m
2
é de 100V.
A Figura 5.4 se refere ao comportamento de V
CC
quando o algoritmo P&O
convencional está ativo.
110
Ch1: 20 V/div Time: 2 s/div
Figura 5.4 Comportamento de V
CC
com algoritmo P&O convencional.
A Figura 5.5 demonstra o comportamento da tensão do barramento CC quando o
algoritmo P&O modificado controla o conversor Boost de entrada. Nota-se que existe uma
grande diferença no tempo em que a tensão do barramento CC entra em regime permanente e
consequentemente no tempo em que o sistema fica pronto para operar.
Ch1: 20 V/div Time: 2 s/div
Figura 5.5 Comportamento de V
CC
com algoritmo P&O modificado.
Uma segunda situação ainda foi testada de forma a comprovar as vantagens do
algoritmo modificado, nesta situação a radiação inicial é de 700W/m
2
e depois de decorrido o
tempo de rastreamento a radiação altera-se para 1000W/m
2
.
111
A Figura 5.6 e Figura 5.7 apresentam a potência extraída de um dos arranjos PV
quando está ativo o algoritmo convencional e modificado, respectivamente. Nota-se que
durante uma transição de radiação a diferença nos tempos de rastreamento é sutil, e as grandes
diferenças continuam sendo o tempo inicial de rastreamento e as oscilações em regime
permanente, sempre a favor do algoritmo P&O modificado, comprovando os resultados de
simulação encontrados no capítulo anterior.
Tempo (s)
P
o
tência (
W
)
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20
80
100
120
140
160
180
200
220
240
700W/m
2
1000W/m
2
Figura 5.6 Potência extraída - P&O convencional (700W/m
2
para 1000W/m
2
).
112
Tempo (s)
P
o
tência (
W
)
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20
100
150
200
250
700W/m
2
1000W/m
2
Figura 5.7 Potência extraída - P&O modificado (700W/m
2
para 1000W/m
2
).
Por último, a Figura 5.8 e Figura 5.9 apresentam o comportamento da tensão do
barramento CC quando os dois algoritmos comparados são submetidos à mesma variação de
radiação, de 700W/m
2
para 1000W/m
2
.
Ch1: 20 V/div Time: 2 s/div
Figura 5.8 Comportamento de VCC - Algoritmo P&O convencional (700W/m
2
para 1000W/m
2
) .
113
Ch1: 20 V/div Time: 2 s/div
Figura 5.9 Comportamento de V
CC
- Algoritmo P&O modificado (700W/m
2
para 1000W/m
2
).
Novamente, os resultados apresentados na Figura 5.8 e Figura 5.9, comprovam as
vantagens alcançadas com a utilização de um algoritmo com a lógica do P&O convencional,
porém com passo de variação da razão cíclica variável.
Vale ressaltar que o desempenho experimental do algoritmo P&O modificado ficou
comprometido com relação aos resultados obtidos em simulação devido a restrições inerentes
à FPGA, a qual não permite a divisão por números diferentes de potência de 2. Desta forma a
implementação do passo variável foi realizado com base em uma tabela.
5.3 Malha de tensão do barramento CC – DCBR
A segunda função dos conversores Boost de entrada é assumir a condição de regulador
do equilíbrio de energia quando o conversor bidirecional já perdeu esta capacidade. Esta
situação, representada pelos modos de operação 4, 5, 6 e e7, ocorre quando a energia gerada
pelos arranjos é maior que a consumida pela carga e o banco de baterias já está carregado ou a
corrente de carga está saturada no seu valor máximo.
A Figura 5.10 apresenta a tensão no capacitor do barramento CC e a corrente extraída
de um dos arranjos fotovoltaicos. Na situação representada na Figura 5.10 o banco de baterias
já está plenamente carregado, e o sistema de supervisão entende que o conversor escravo deve
alterar sua malha de controle, transferindo o ponto de operação, que antes estava no MPP,
114
para um novo ponto no qual a potência extraída seja a necessária para satisfazer a condição de
equilíbrio de potência.
Desta forma a tensão V
CC
fica regulada no seu valor nominal. Se a diferença entre a
energia gerada pelos arranjos e a consumida fosse muito elevada, o conversor escravo seria
totalmente desabilitado e o conversor mestre assumiria a função de regulação do barramento
CC.
Ch1: 50 V/div Ch2: /div2
A
Time: 500 ms/div
DCBR
MPPT
v
CC
i
PV
Figura 5.10 Tensão do barramento CC e corrente do arranjo PV.
A Figura 5.11 apresenta o gráfico de potência extraída do arranjo conectado ao
conversor escravo, onde se percebe a potência diminuindo no momento em que a função
DCBR ativa-se.
0 5 10 15 20
0
50
100
150
200
250
Tempo (s)
P
o
tência (
W
)
MPPT
DCBR
Figura 5.11 Potência extraída do arranjo PV.
115
Existem dois modelos de regulação equivalentes para situações em que a função
DCBR está ativa, um modelo para os modos 4 e 5, e um modelo que representa os modos de
operação 6 e 7. Para todos os modelos abaixo os conversores Boost de entrada são
representados por uma fonte de corrente controlada e o conversor bidirecional é representado
por uma fonte de corrente não controlada quando a corrente de carga está saturada ou está
desligado quando o banco de baterias não necessita de carga.
BBC LOAD
C
PV
(a)
BBC LOAD
C
PV
(b)
Figura 5.12 Modelos de regulação equivalentes. (a) Modos 4 e 5. (b) Modos 6 e 7.
5.4 Malha de tensão do conversor Boost bidirecional
Sempre que a energia gerada pela soma dos dois arranjos fotovoltaicos não for
suficiente para satisfazer a demanda de energia imposta pela carga, o sistema supervisório
percebe que a tensão do barramento CC caiu abaixo do valor mínimo aceitável e aciona o
controle da chave S
W2
, que junto com o diodo D
4
formam o conversor Boost bidirecional
retirando energia do banco de baterias e compensando a falta de energia de maneira a manter
o barramento CC regulado no valor nominal.
A Figura 5.13 apresenta a tensão V
CC
sendo regulada no valor nominal do barramento
no momento em que o conversor Boost bidirecional é acionado e a corrente extraída do banco
de baterias.
116
Ch1: 50 V/div Ch2: 2 A/div Time: 5 s/div
v
CC
i
Bat
Figura 5.13 Tensão do barramento CC e corrente extraída do banco de baterias.
Esta situação compreende o modo de operação 2, o modelo de regulação equivalente
para este modo de operação é apresentado na figura abaixo, onde se percebe os conversores
Boost de entrada sendo representados por uma fonte de corrente não controlada, pois o
algoritmo MPPT está ativo, e o conversor bidirecional representado como uma fonte de
corrente controlada e com o sentido de corrente de forma a extrair potência das baterias, uma
vez que é ele quem possuir a função de manter o equilíbrio de energia.
PV
BBC LOAD
C
Figura 5.14 Modelo de regulação equivalente, modo de operação 2.
5.5 Malha de corrente conversor Buck bidirecional
O conversor bidirecional atua com as propriedades de um conversor Buck, chave S
W1
e
diodo D
5
, sempre que a potência extraída dos arranjos for maior que a consumida pela carga e
117
o banco de baterias não estiver completamente carregado. Quando isso acontece o sistema de
supervisão, que está monitorando a tensão V
CC
, percebe que o nível de tensão atinge um valor
máximo estipulado anteriormente e aciona o conversor bidirecional com a função Buck.
Conforme o fluxograma apresentado na Figura 4.24, o valor da tensão do banco de baterias é
utilizado na definição de qual malha de controle deve estar ativa, uma vez que a tensão V
Bat
é
menor do que 2,45V/e, ou 14,7V por bateria, a malha de corrente irá controlar o processo de
carga das baterias.
Esta malha de corrente injeta no banco de baterias uma corrente proporcional ao
excesso de energia gerada, atuando de forma a manter o equilíbrio de energia e regulando a
tensão do barramento CC no valor nominal.
A Figura 5.15 apresenta a tensão V
CC
sendo regulada no valor nominal do barramento
CC e a corrente média injetada no banco de baterias a qual é somente a necessária para
garantir o balanço de potência.
Ch1: 50 V/div Ch2: 200 mA/div Time: 5 s/div
v
CC
i
Bat
Figura 5.15 Corrente do barramento CC e corrente injetada no banco de baterias.
O detalhe da corrente injetada no banco de baterias durante o processo de carga com
corrente constante e apresentado na Figura 5.16. Pela figura percebe-se a redução na
ondulação da corrente entregue as baterias com a inclusão do filtro T. A corrente que
realmente é injetada no banco de baterias, corrente em L
f
, apresenta uma ondulação menor
que a corrente que circula por L
b
, essa redução significativa na ondulação da corrente
maximiza a vida útil do banco de baterias.
118
Ch1: 0.005 A/div Ch2: 0.005 A/div Time: 20 us/div
I
Lb
I
Lf
Figura 5.16 Corrente de carga do banco de baterias.
A Figura 5.17 apresenta o modelo de regulação equivalente para o modo de operação
3 quando operando no modo corrente, vale salientar que quando o conversor bidirecional
carrega o banco de baterias com a malha de tensão ativa o mesmo não tem a capacidade de
regulação do barramento e outro modelo de regulação deve ser usado para representar o
sistema.
Para a situação de carga das baterias com corrente constante e menor que a corrente
máxima de saturação, os conversores Boost de entrada são representados por uma fonte de
corrente não controlada, MPPT ativo, e o conversor bidirecional é representado por uma fonte
de corrente controlada com sentido representativo à carga das baterias.
BBC LOAD
C
PV
Figura 5.17 Modelo de regulação equivalente. Modo – 3, malha de corrente.
119
5.6 Malha de tensão conversor Buck bidirecional
A etapa final do processo de carga do banco de baterias ocorre quando a tensão do
banco de baterias alcança o valor máximo de carga de 2,45V por elemento, ou 58,8V para o
banco de baterias utilizado na implementação. Quando isso acontece, o sistema de supervisão,
que esta monitorando o valor de V
Bat
percebe que o banco de baterias já está plenamente
carregado e ativa a malha de tensão, a qual irá regular a tensão sobre o capacitor C
f
em 2,3V
por elemento, ou 55,2V de tensão total das baterias, de modo a apenas compensar o processo
de descarga natural das mesmas.
A Figura 5.18 apresenta o momento da transição da malha de corrente para a malha de
tensão do processo de carga das baterias. Na figura nota-se a corrente de carga das baterias
constante enquanto a malha de corrente está ativa, e a corrente sendo regulada no valor
necessário para regulação da tensão V
Bat
em 55.2V quando a malha de tensão está ativa.
Ch1: 0.5 A/div Time: 1 s/div
i
Bat
Figura 5.18 Transição entre o modo corrente e o modo tensão.
A Figura 5.19 apresenta a tensão do banco de baterias quando a malha de controle da
tensão de flutuação está ativa, percebe-se pela figura que o valor da tensão do capacitor C
f
em
regime permanente fica muito próxima do valor de referência, aproximadamente 55V, e
dentro do erro máximo estabelecido nas especificações de projeto.
120
Ch1: 10 V/div Time: 1 s/div
v
B
at
Figura 5.19 Tensão de bateria com modo tensão ativo.
O modelo de regulação equivalente para o processo de carga das baterias durante o
tempo em que a malha de tensão está ativa e apresentado na Figura 5.20. Uma vez que
enquanto a malha de tensão esta ativa o conversor bidirecional perde a capacidade de
regulação do barramento CC, o mesmo é representado por uma fonte de corrente não
controlada. Desta forma, conclui-se que sempre que o processo de carga das baterias terminar,
transição da malha de corrente para a malha de tensão, os conversores Boost de entrada se
encarregam de regular o barramento CC no valor especificado, e um deles entra em modo
DCBR.
BBC LOAD
C
PV
Figura 5.20 Modelo de regulação equivalente - Carga de baterias no modo tensão.
121
5.7 Conclusão
Os resultados experimentais que demonstram o comportamento do sistema
implementado para todos os modos de operação foram apresentados neste capítulo.
Inicialmente foram abordadas todas as possibilidades de funcionamento dos conversores
Boost de entrada, modo MPPT e modo DCBR, para o modo DCBR foi apresentado os
resultados de uma breve comparação de desempenho entre dois algoritmos baseados na
técnica de rastreamento P&O, o algoritmo convencional implementa um passo de variação de
razão cíclica fixo e o algoritmo modificado utiliza um passo de variação de razão cíclica
variável. Os resultados demonstram que o algoritmo modificado melhora o tempo de
rastreamento do MPP e diminui as oscilações em torno do ponto de máxima potência quando
em regime permanente.
A segunda possibilidade de controle dos conversores Boost de entrada é o modo
DCBR, os resultados apresentam uma situação em que o conversor bidirecional não possui a
capacidade de regulação do barramento CC e desta forma um dos conversores de entrada
altera a sua malha de controle de MPPT para DCBR deslocando o ponto de operação do
conversor. O conceito de conversores mestre/escravo foi apresentado e os resultados
comprovam que para uma demanda de energia maior que a energia gerada por um dos
arranjos, somente o conversor escravo entra em DCBR e o conversor mestre continua com o
algoritmo MPPT ativo.
Com relação ao conversor bidirecional, três são as possibilidades de controle. Os
primeiros resultados apresentados se referem a situações em que o conversor bidirecional
utiliza a energia armazenada no banco de baterias de forma a complementar a energia gerada
pelos arranjos PV e desta forma garantir o balanço de potência do sistema. As outras duas
possibilidades de controle estão ligadas ao processo de carga do banco de baterias, malha de
corrente e malha de tensão. Desta forma os resultados apresentados para o processo de carga
comprovam que a corrente de carga das baterias permanece constante e proporcional ao
excesso de energia gerada pelos painéis, quando a malha de corrente está ativa e a tensão
sobre o capacitor do filtro T se mantêm dentro das especificações se a malha de tensão estiver
controlando o processo de carga.
Após a apresentação dos resultados referentes a cada modo de operação do sistema,
foram apresentados os modelos de regulação equivalentes, ou seja, a representação do ponto
de vista de controle de cada conversor do sistema para cada modo de operação. Sempre que
um conversor, Boost de entrada ou bidirecional, estiver regulando o balanço de energia ele
122
será representado por uma fonte de corrente controlada, por sua vez se os mesmos estiverem
ativos, mas sem a capacidade de regular o barramento CC são representados por uma fonte de
corrente não controlada.
123
CONCLUSÃO
A geração de energia elétrica explorando o potencial das energias renováveis tem se
apresentado como uma das soluções para suprir a demanda crescente por energia em todo
mundo e desacelerar o processo de aquecimento global o qual foi agravado durante décadas
pela exploração e consumo desenfreados dos combustíveis fósseis disponíveis na natureza. A
emissão de gases causadores do efeito estufa cresce na mesma proporção que o
desenvolvimento da humanidade.
Nesse contexto, uma das alternativas para o paradoxo entre evoluir comprometendo as
condições de existência humana no planeta, e estagnar o crescimento da economia e outros
setores com o intuito de preservar o lugar que vivemos, pode estar na utilização de fontes
renováveis de energia elétrica.
No nicho das fontes de energia renováveis, a energia solar fotovoltaica apresenta-se
como uma das mais promissoras, devido as vantagens associadas a esta tecnologia, como os
índices quase nulos de emissão de gases poluentes durante a geração de energia e recursos
inesgotáveis de radiação solar.
As possíveis aplicações de sistemas solares fotovoltaicos podem, basicamente, serem
divididas em: sistemas isolados (Stand-Alone) quando realiza o papel da rede pública de
energia, e sistemas conectados a rede (Grid-Connected), quanto usados de forma
complementar a rede gerando energia de forma a amortizar os picos de consumo. Das
aplicações citadas, a que se propõe a fornecer energia para sistemas isolados, foi a escolhida
para o desenvolvimento deste trabalho, por representar uma crescente fatia de mercado.
Entre as diversas peças que compõem um sistema fotovoltaico, os conversores
estáticos realizam um papel indispensável para adequar e gerenciar a energia gerada pelos
painéis durante as mais diversas situações a que são submetidos durante sua operação. A
escolha dos conversores utilizados e sua disposição no sistema são muito importantes quando
se quer um sistema eficaz e ao mesmo tempo eficiente. Topologias centralizadas e
descentralizadas foram apresentas e comparadas com o critério de custos envolvidos e
eficiência de conversão que cada uma oferece, e a topologia Multi-String Invertes foi
escolhida a mais adequada para a aplicação por apresentar um equilíbrio entre vantagens
econômicas e de desempenho do sistema.
124
O sistema fotovoltaico tem a peculiaridade de possuir uma fonte de energia
intermitente, ou seja, o processo de geração não é constante ao longo de um dia e varia ainda
mais com a troca das estações do ano, desta forma um sistema fotovoltaico não conectado a
rede elétrica deve possuir um banco de baterias com a função de compensar a irregularidade
de geração e garantir o correto funcionamento do sistema. Vários modos de operação são
observados ao longo de um dia e cada um possuir uma estratégia para manter o balanço de
energia e suprir adequadamente as necessidades da carga.
Portanto, de forma perceber qual modo de operação deve estar ativo em cada situação,
um sistema de gerenciamento para o sistema implementado foi proposto, o qual leva em
consideração a geração de energia dos painéis, a demanda de energia imposta pela carga e o
estado de carga do banco de baterias.
Desta forma, foram apresentados os projetos dos compensadores utilizados no controle
dos conversores bem como a escolha do algoritmo de rastreamento do ponto de máxima
potência escolhido para o sistema. Uma breve comparação entre algoritmos de rastreamento
P&O mostra que o algoritmo convencional perde em eficiência se comparado ao mesmo
algoritmo quando implementado com passo de perturbação variável. Resultados de simulação
apresentam as variáveis do sistema quando cada modo de operação está ativo e comprovam
como cada um desempenha a sua função de manter o equilíbrio de energia para uma situação
especifica.
A análise experimental confirma o funcionamento esperado de cada malha de controle
dos conversores que compõem o sistema fotovoltaico. O conversor Boost de entrada quando
rastreamento o ponto de máxima potência, apresentou diferenças de desempenho quando o
algoritmo baseado na lógica de controle P&O foi utilizado com passo de alteração na razão
cíclica variável. Uma vez que a implementação desta alteração no algoritmo não implica em
acréscimo de elementos de Hardware, o algoritmo P&O modificado foi o escolhido para a
implementação do MPPT, apresentando um tempo de rastreamento e oscilações em torno do
MPP melhores quando comparado com o algoritmo convencional. Portanto, os resultados
experimentais confirmaram a tendência de melhora de desempenho do algoritmo modificado
perante o convencional, porém tais resultados não coincidem com os obtidos por simulação,
isso ocorreu devido às restrições de divisão de variáveis, impostas pela plataforma de
desenvolvimento, FPGA.
Os resultados experimentais referentes à malha de controle de tensão DCBR dos
conversores Boost de entrada, comprovam os resultados obtidos em simulação. Para a
situação testada experimentalmente, somente um dos conversores, conversor escravo,
125
desabilita a função de rastreamento e atinge o objetivo de regulação da tensão do barramento
CC.
Com relação ao conversor bidirecional, todas as três malhas de controle foram testadas
experimentalmente de forma a validar os resultados teóricos. Os resultados obtidos
experimentalmente, para o conversor bidirecional quando no modo Boost, retirando a energia
das baterias para alimentar a carga, apresentou desempenho plenamente satisfatório, com erro
de regime permanente próximo de zero.
As análises experimentais referentes ao processo de carga do banco de baterias podem
ser divididas em duas etapas, malha de corrente e malha de tensão. Os resultados referentes à
etapa de carga com corrente constante foram satisfatórios, e apresentam a eficácia da
estratégia de utilizar o erro da tensão V
CC
no cálculo da corrente de referência, atingindo
assim a regulação desta variável dentro das especificações.
A segunda etapa no processo de carga do banco de baterias se propõe a compensar a
descarga natural do mesmo. Os resultados obtidos apresentam o momento da transição entre o
modo corrente e tensão e a situação das variáveis em regime permanente, validando os
resultados de simulação. As análises experimentais do processo de carga das baterias, também
comprovaram a redução na ondulação da corrente injetada nas baterias com a utilização de
um filtro T.
Propostas para trabalhos futuros:
Alguns pontos ainda devem ser abordados no sistema fotovoltaico implementado
apresentado nesta dissertação:
Implementação do sistema PV trocando a fonte simuladora de arranjos fotovoltaicos
por painéis reais, com o intuito de observar o comportamento das decisões tomadas
pelo sistema de supervisão e dos conversores estáticos do sistema sob diferentes
condições de radiação e carga.
Até o momento os sete modos de operação do sistema estão implementados
individualmente, desta forma se faz necessário analisar as condições de transição entre
os modos de operação durante a operação normal do sistema, inicializando as
variáveis necessárias de forma a garantir que as transições ocorram suavemente e sem
comprometer o funcionamento do sistema.
126
Aumentar o número de conversores Boost no estágio de entrada, tornando o sistema
mais descentralizado e analisar os ganhos em eficiência em situações em que o sistema
PV é submetido a sombreamento parcial dos módulos fotovoltaicos comparando com
o custo adicional inerente deste processo de descentralização.
Generalizar o conceito Mestre-Escravo para um número indefinido de conversores de
entrada, aumentando a complexidade do sistema de supervisão de maneira a criar
níveis de prioridade baseados na potência gerada pelos painéis e na curva de eficiência
dos conversores para definir quais dos conversores de entrada irão ativar o modo
DCBR primeiro quando necessário.
Teste do impacto de novas tecnologias de semicondutores nos níveis de eficiência do
sistema implementado.
Analise das vantagens adquiridas com a inclusão de circuitos de auxílio a comutação
nos conversores do sistema.
Estudar a possibilidade de integração do conversor bidirecional com o sistema
inversor, com o objetivo de diminuir o número de dispositivos ativos.
Artigos vinculados ao trabalho desenvolvido:
Cândido, D. B., Zientarski, J. R. R., Beltrame, R.C., Pinheiro, J. R., Hey, H. L.,
“Implementation of a Stand-Alone Photovoltaic System Based on Decentralized DC-
DC Converters”, Congresso Brasileiro de Eletrônica de Potência, COBEP, 2009,
Bonito, Ms, Brasil.
Cândido, D. B., Zientarski, J. R. R., Beltrame, R.C., Pinheiro, J. R., Hey, H. L.,
“Implementation of a Stand-Alone Photovoltaic System Based on Decentralized DC-
DC Converters”, IEEE International Symposium on Industrial Electronics, ISIE, 2009,
Seoul, Korea. (Aceito)
Cândido, D. B, Michels, L., Hey, H. L., “Integrated Control of a Stand-Alone
Photovoltaic System Based on Decentralized DC-DC Converters”, IEEE International
Symposium on Industrial Electronics, ISIE, 2010, Bari, Italia. (Submetido)
127
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Power Electronics and Drives Systems, 2005. PEDS 2005. International Conference on,
2005, pp. 489-494.
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CC-CC em Modo de Condução Contínua, Santa Maria, RS: Programa de Pós-
Graduação em Engenharia Elétrica - UFSM, 2002.
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Filtros de Segunda Ordem para Inversores de Tensão com Modulação PWM Digital,”
Revista Controle & Automação, vol. 16, 2005, pp. 221-242.
130
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Empregando Controlados de Ação Repetitiva Auxiliar no Estágio de Saída,” Tese de
Doutorado, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica - PPGEE/UFSM, 2006.
131
ANEXO A – Projeto do conversor bidirecional
Este anexo abordará o projeto do conversor bidirecional usado na interface do
barramento CC com o banco de baterias. Tal conversor atuará como um conversor Buck nas
situações onde a potência gerada pelos painéis fotovoltaicos for maior que a potência exigida
pela carga, usando o excesso de potência para carregar o banco de baterias, o banco de
baterias utilizado é composto de quatro baterias conectadas em série totalizando uma tensão
de 48V, e o método de carga escolhido foi o IU. De maneira semelhante o conversor
bidirecional atuará como um conversor Boost em situações em que a potência gerada pelos
painéis não for suficiente para alimentar as cargas, quando isso acontecer o banco de baterias
suprirá a diferença das potências até alcançar o seu limite mínimo de descarga, fazendo com
que a potência entregue as cargas fique limitada a potência gerada pelos painéis.
A Figura A.1 apresenta o sistema fotovoltaico implementado com destaque ao
conversor bidirecional utilizado na interface do barramento CC como o banco de baterias.
PV
PV
PV
PV
PV
PV
S
b
S
a
S
W2
S
W1
S
4
S
6
S
5
S
3
L
out
L
3
L
4
L
1
L
2
C
out
C
pv
C
2
C
pv
C
1
C
CC
C
4
D
2
D
3
D
1
z
V
PVs
V
PVm
G
SA
G
SB
G
S1
G
S2
G
S3
G
S4
G
S5
G
S6
I
PVs
I
PVm
V
bat
V
Cout
I
L4
V
CC
Figura A.1 Sistema PV - Destaque conversor bidirecional.
As especificações necessárias para o projeto dos componentes do conversor
bidirecional são apresentadas na Tabela A.1.
132
Tabela A.1 Especificações do conversor bidirecional.
Especificação Valor
Potência de saída P
Out
= 480W
Tensão de saída, barramento CC V
CC
= 200V
Tensão do banco de baterias V
Bat
= 48V
Frequência de operação do Boost bidirecional f
s2
= 40kHz
Ondulação de corrente na bateria durante a recarga R
1
= 0,2%
Ondulação de corrente no indutor L
b
R
2
= 30%
Corrente máxima de carga do banco de baterias I
Bat_max
= 4,5A
Percebe-se que o conversor bidirecional processa níveis de potência diferentes quando
opera como Boost ou Buck, o que leva a conclusão de que as frequências de chaveamento
sejam distintas para as chaves S
W1
e S
W2
, de forma a encontrar um equilíbrio entre perdas de
chaveamento e volume do conversor.
Uma vez que durante o processo de carga das baterias o conversor bidirecional
processa uma potência menor, aproximadamente 200W limitada pela corrente máxima de
carga, a frequência de chaveamento de S
W1
tende a ser maior que a de S
W2
, aqui definida
como 40KHz.
A.1 Conversor Boost bidirecional
De posse das especificações necessárias para o projeto dos componentes passivos do
conversor bidirecional, inicialmente precisa-se determinar o valor do indutor L
b
. O indutor L
b
é o indutor principal do conversor bidirecional, dessa forma deve ser dimensionado para a
pior situação possível. Tal situação ocorre quando o conversor bidirecional atua como Boost
durante o processo de descarga do banco e baterias, pois pode ocorrer situações onde o banco
de baterias irá suprir toda a energia necessária para o funcionamento do sistema. Para
calcularmos o valor de L
b
precisamos do valor da razão cíclica de projeto, que para o
conversor Boost é dado pela seguinte equação:
200 48
0,76
200
CC bat
CC
VV
D
V
−
−
===
(A.1)
133
O próximo passo é obter o valor da corrente média que circula pelo indutor L
b
para a
situação em que as cargas são alimentadas exclusivamente pela energia das baterias.
480
10
48
out
in méd
Bat
P
W
I
A
VV
== = (A.2)
E por último calcula-se a ondulação máxima de corrente no indutor, com base nas
especificações da Tabela A.1.
2
30
..103
100 100
in med
R
I
IAΔ= = = (A.3)
De posse destas informações calcula-se o valor do indutor L
b
, com valor determinado
pela equação abaixo:
2
.
48 76
304
.3
bat
b
S
VD
.0,
LH
I f .40K
μ
== =
Δ
(A.4)
A.2 Conversor Buck bidirecional
A relação entre o indutor L
b
e L
f
que deve ser respeitada é mostrada abaixo:
50 150
b
f
L
L
≤≤
(A.5)
A relação (A.5) deve ser compreendida pelo fato de que quando o conversor
bidirecional estiver operando no modo Boost, o filtro T não deve afetar a relação de
transferência de energia do conversor.
Com o intuito de ter o menor indutor possível usaremos a relação em que o indutor L
b
deve ser 150 vezes maior que o indutor L
f
, dessa forma o indutor L
f
será de:
2,02
f
LH
μ
=
(A.6)
134
A fim de calcular o valor do capacitor C
f
, precisamos, primeiramente, definir a
freqüência de corte do filtro T. A banda passante do filtro T deve ser no mínimo uma década
menor que a freqüência de chaveamento do conversor Boost de saída. Desta forma o valor de
f
CT
será de:
2
40
4
10 10
S
CT
f
k
f
k
≤
≤≤
(A.7)
Com base nas informações dos indutores calculados e do valor da frequência de corte
do filtro T calcula-se o valor do capacitor C
f
de acordo com a equação abaixo:
22 22
304 2,02
790
4. . . . 4. .4 .304 .2,02
bf
f
CT f b
LL
CF
fLL k
μμ
μ
ππμμ
+
+
== = (A.8)
O ultimo parâmetro a ser determinado é a freqüência de chaveamento do conversor
Buck, ou seja, do dispositivo semicondutor S
W1
. Tal valor é determinado através de um ábaco
que relaciona a ondulação da corrente de carga da bateria com a freqüência de chaveamento
do interruptor S
W1
. Este ábaco é construído com base na equação (A.9), [22]:
(0)
(%) .100
(0)
Lfpico Lf
ripple
Lf
ii
i
i
⎛⎞
−
=
⎜⎟
⎜⎟
⎝⎠
(A.9)
Tal valor deve ser da ordem das dezenas de kHz. Valores práticos para este parâmetro
que garantem a ondulação máxima R
1
apresentada na Tabela A.1 variam entre 80kHz e
100kHz, o valor escolhido para a implementação será de 100kHz
A.3 Projeto físico dos indutores
Para a implementação dos indutores do conversor bidirecional e do indutor presente no
filtro de saída do inversor optou-se por utilizar núcleos Powder toroidais do tipo Kool Mμ®,
este tipo de material tem como principal característica a presença do gap distribuído ao longo
do núcleo.
135
A metodologia do projeto físico dos elementos magnéticos implementados com este
tipo de núcleo foi obtida através de material disponibilizado pelo fabricante [33], e será
apresentado de forma resumida.
Somente dois parâmetros são necessários para a realização do projeto físico dos
indutores, o valor da indutância do elemento magnético e a máxima corrente CC. O primeiro
passo é calcular o valor da energia armazenada no indutor em mJ.
23
..10
pico
ELI= (A.10)
De posse do valor da máxima energia armazenada no indutor deve-se encontrar o
menor núcleo possível entre os disponibilizados comercialmente para o uso na aplicação. A
escolha do núcleo a ser utilizado é feita através do ábaco apresentado na Figura A.2.
Energia, LI (mHA )
22
0,0001 0,001 0,01 0,1 1 10 100
77050
77314
77590
77548
77380
77868
77439
77090
77071
77180
77280
77040
77270
77240
77020
77150
77030
77410
77290
77130
77120
77206
77354
77935
77191
77908
77110
77076
77716
125µ
90µ
75µ
60µ
40µ
26µ
Figura A.2 Ábaco de seleção do núcleo através da energia armazenada no indutor.
O ábaco também é dividido entre os valores padrões de permeabilidade disponíveis,
desta forma de posse do valor de indutância, do núcleo a ser utilizado e da permeabilidade
magnética, a próxima etapa é calcular o número necessário de espiras.
Para o cálculo do número de espiras devemos lembrar que os núcleos Powder têm
como característica uma saturação suave na curva BxH, desta forma observa-se uma variação
no valor da indutância inicial do núcleo proporcional a corrente no indutor, uma vez que a
permeabilidade magnética inicial do núcleo varia. Desta forma, se faz necessário compensar
esta variação para que o indutor possua o valor nominal de projeto quando a corrente máxima
estiver aplicada.
136
O processo da determinação do número de espiras é iterativo e leva em consideração a
variação na indutância com a corrente aplicada ao indutor. O número de espiras é definido
pela equação (A.11).
()
()
8
10
0, 4
e
e
Ll
Nk
kA
πμ
= (A.11)
Onde
l
e
– Comprimento do caminho magnético (cm).
A
e
– Área da seção transversal do núcleo (cm
2
).
μ(k) – Permeabilidade relativa inicial do núcleo selecionado.
Tais parâmetros são fornecidos no catalogo do fabricante e o valor de A
e
será
multiplicado se houver a necessidade de empilhamento de núcleos.
A próxima etapa consiste em determinar o valor da força magnetizante para a corrente
máxima CC aplicada ao indutor. A intensidade da força magnetizante é determinada,
normalizada para l
e
, através da equação (A.12).
(
)
pico
e
NkI
H
l
= (A.12)
De posse da intensidade da força magnetizante, o ábaco da Figura A.3 fornece o novo
valor para a permeabilidade relativa do núcleo, e um novo número de espiras deve ser
calculado até que o número de espiras de uma iteração seja igual ao da iteração anterior.
137
0,2
0,1
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
2
6
µ
6
0
µ
4
0
µ
7
5
µ
1
2
5
µ
Força magnetizante CC (NA/cm)
Per
m
eabilidade inicial (p.u.)
1 10 100 1000
9
0
µ
Figura A.3 Variação da permeabilidade inicial do núcleo em função da força magnetizante.
Após a convergência do processo iterativo rearranjamos a equação (A.11) de forma a
descobrir o valor inicial de indutância quando se observa nenhuma corrente sendo aplicada ao
indutor, (A.13).
() ()
2
8
0, 4 1 1
10
e
e
kANk
L
l
πμ
++
= (A.13)
A última etapa do projeto físico do indutor é a determinação do condutor, para isso foi
levado em consideração somente o valor médio de corrente aplicado ao indutor, para a
aplicação em questão o valor médio utilizado foi o próprio valor da corrente máxima no
indutor. De posse desta informação o condutor é escolhido com base na Tabela A.2.
Tabela A.2 Fios de cobre esmaltados.
AWG
Diâmetro
do Cobre
(cm)
Área do
Cobre
(cm
2
)
Diâmetro
com
Isolamento
(cm)
Área com
Isolamento
(cm
2
)
Ω
/cm
(20 ºC)
Ω /cm
(100 ºC)
Corrente
para J =
450A/cm
2
(A)
10 0,259 0,052620 0,273 0,058572 0,000033 0,000044 23,679
11 0,231 0,041729 0,244 0,046738 0,000041 0,000055 18,778
12 0,205 0,033092 0,218 0,037309 0,000052 0,000070 14,892
13 0,183
0,026243
0,195 0,029793 0,000066 0,000080 11,809
14 0,163 0,020811 0,174 0,023800 0,000083 0,000111 9,365
15 0,145 0,016504 0,156 0,019021 0,000104 0,000140 7,427
16 0,129 0,013088 0,139 0,015207 0,000132 0,000176 5,890
17 0,115 0,010379 0,124 0,012164 0,000166 0,000222 4,671
18 0,102 0,008231 0,111 0,009735 0,000209 0,000280 3,704
19 0,091 0,006527 0,100 0,007794 0,000264 0,000353 2,937
20 0,081 0,005176 0,089 0,006244 0,000333 0,000445 2,329
138
21 0,072 0,004105 0,080 0,005004 0,000420 0,000561 1,847
22 0,064 0,003255 0,071 0,004013 0,000530 0,000708 1,465
23 0,057 0,002582 0,064 0,003221 0,000668 0,000892 1,162
24 0,051 0,002047 0,057 0,002586 0,000842 0,001125 0,921
25 0,045 0,001624 0,051 0,002078 0,001062 0,001419 0,731
26 0,040 0,001287 0,046 0,001671 0,001339 0,001789 0,579
27 0,036 0,001021 0,041 0,001344 0,001689 0,002256 0,459
28 0,032 0,000810 0,037 0,001083 0,002129 0,002845 0,364
29 0,029 0,000642 0,033 0,000872 0,002685 0,003587 0,289
30 0,025 0,000509 0,030 0,000704 0,003386 0,004523 0,229
31 0,023 0,000404 0,027 0,000568 0,004269 0,005704 0,182
32 0,020 0,000320 0,024 0,000459 0,005384 0,007192 0,144
33 0,018 0,000254 0,022 0,000371 0,006789 0,009070 0,114
34 0,016 0,000201 0,020 0,000300 0,008560 0,011437 0,091
35 0,014 0,000160 0,018 0,000243 0,010795 0,014422 0,072
36 0,013 0,000127 0,016 0,000197 0,013612 0,018186 0,057
37 0,011 0,000100 0,014 0,000160 0,017165 0,022932 0,045
38 0,010 0,000080 0,013 0,000130 0,021644 0,028917 0,036
39 0,009 0,000063 0,012 0,000106 0,027293 0,036464 0,028
40 0,008 0,000050 0,010 0,000086 0,034417 0,045981 0,023
41 0,007 0,000040 0,009 0,000070 0,043399 0,057982 0,018
A Tabela A.3 sumariza o resultado dos projetos dos indutores L
b
e L
f
.
Tabela A.3 Parâmetros dos indutores L
b
e L
f
.
Indutor L
b
Indutor L
f
Núcleo Kool Mμ
77110A7 77206A7
Núcleos empilhados
3 1
Indutância nominal
246,5 μH 2.7 μH
Indutância inicial
462,5 μH 3.34 μH
Número de espiras
45 7
Condutor
20 AWG 20 AWG
Condutores em paralelo
4 1
139
ANEXO B – Projeto do filtro de saída
Pela presença de níveis elevados de distorção harmônica nas tensões de saída de
inversores relacionadas às componentes harmônicas introduzidas pela modulação, é comum a
utilização de filtros passa-baixa de segunda ordem na saída dos inversores. Para inversores
estáticos com freqüência de chaveamento na ordem de dezenas de KHz o parâmetro de
projeto do filtro LC é a máxima THD aceitável nas tensões de saída.
A metodologia de projeto de filtros LC aplicados a inversores PWM apresentada em
[34,35], pode ser dividida em duas etapas, determinação da freqüência natural do filtro e
determinação da relação entre LC de forma a atender os valores máximos de THD na tensão
de saída. Para inversores PWM monofásicos conectados a cargas lineares, toda distorção
harmônica presente nas formas de onda entregues a carga pode ser atribuída as componentes
harmônicas de alta freqüência inerentes da modulação.
S
4
S
6
S
5
S
3
L
out
C
out
z
G
S3
G
S4
G
S5
G
S6
V
Cout
E
Figura B.1 Inversor monofásico PWM.
Antes de começar o projeto do filtro de saída do inversor monofásico PWM,
apresentado na Figura B.1, se faz necessário definir as especificações necessárias para o
projeto, apresentadas na Tabela B.1.
140
Tabela B.1 Especificações de projeto do filtro LC de saída.
Especificação Valor
Frequência de chaveamento do inversor f
s
= 30KHz
Frequência fundamental da tensão de saída f
1
= 60Hz
Valor mínimo do barramento CC V
CC_min
= 190V
Resistência de carga R = 33,6Ω
Fator relacionado à estratégia de modulação utilizada k
SW
= 1
Função não linear dependente do índice de modulação nDF2 = 0,6
Taxa de distorção harmônica total desejada THDv = 0.01
Índice de modulação em frequência m
s
= 500
Índice de modulação em amplitude m
a
= 0,9
Corrente máxima devido a carga não linear I
nl
= 5.31
Ripple de alta frequência com relação à I
nl
f
l
= 0,25
B.1 Determinação da frequência natural do filtro
A metodologia utilizada é aplicada a várias topologias de inversores, tanto
monofásicos como polifásicos e até multiníveis. E várias são as considerações que devem ser
observadas para a utilização da metodologia apresentada em [34], desde consideração da
idealidade dos dispositivos semicondutores até que a frequência natural do filtro de saída é
maior que a frequência da componente fundamental do sinal de referência e inferior a
frequência do primeiro grupo de harmônicos resultantes do chaveamento.
Com todas as considerações observadas e de posse do valor máximo da distorção
harmônica total desejada, utiliza-se a equação (B.1) para determinar a frequência natural do
filtro LC de saída.
1
2( )
v
ns
THD
ffm
nDF m
= (B.1)
A variável nDF2 é dependente do índice de modulação m do inversor, e pode ser
determinada graficamente através do gráfico apresentado na Figura B.2.
141
Figura B.2 Curvas para taxa de distorção de segunda ordem.
B.2 Obtenção da relação entre L e C
De maneira a obter o valor da relação entre os componentes L e C do filtro de saída do
inversor, basta utilizar a definição da frequência natural do sistema para um filtro de segunda
ordem, apresenta na equação (B.2).
1
.
n
LC
ω
= (B.2)
Rearranjando a equação acima encontramos a relação entre L e C de forma a garantir a
frequência de corte natural do filtro de segunda ordem.
()
2
1
.
2
n
LC
f
π
= (B.3)
B.3 Determinação de L e C
Até o momento somente foi determinada uma relação entre os componentes que
compõem o filtro LC que garante a frequência de corte e o valor de máxima THD, desta
142
forma precisamos de outro critério o qual defina um dos componentes do filtro para que com
o uso da relação de LC, determinada anteriormente, se possa encontrar o valor do outro
componente do filtro.
O critério adicional escolhido para a determinação do valor mínimo do indutor do
filtro será do máximo Ripple de corrente no indutor, retirada de [35], é apresentada em (B.4).
_min
8
CC sw
s
nl l
Vk
L
f
If
= (B.4)
O próximo passo é determinar o valor de C através de (B.3).
B.4 Projeto físico do indutor L
Baseado na metodologia de projeto apresentada anteriormente chega-se os seguintes
valores para os componentes L e C do filtro de saída do inversor PWM.
L
out
= 596.5 µH;
C
out
= 2.83 µF;
O capacitor disponível comercialmente mais próximo do valor determinado pelo
projeto e utilizado na implementação foi de 4 µF.
O projeto físico do indutor do filtro LC foi determinado pela mesma metodologia
apresentada no anexo A, onde se utiliza núcleos toroidais Powder do tipo Kool Mµ, desta
forma a Tabela B.2 sumariza os parâmetros do projeto físico do indutor L.
143
Tabela B.2 Parâmetros do indutor L.
Indutor L
Núcleo Kool Mμ
77071
Núcleos empilhados
3
Indutância nominal
596.5 μH
Indutância inicial
893.2 μH
Número de espiras
70
Condutor
20 AWG
Condutores em paralelo
2
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