CONTROLE COORDENADO DE GERADORES DISTRIBUIDOS EMMICRORREDES HIBRIDAS C.A./C.C.

Willian Marlon Ferreira†∗, Rhonei Patric dos Santos†, Danilo Iglesias Brandao†,Thiago Ribeiro de Oliveira†, Pedro Francisco Donoso Garcia†

∗Instituto Federal de Educacao, Ciencia e Tecnologia de Minas GeraisIpatinga, Minas Gerais, Brasil

†Programa de Pos-Graduacao em Engenharia Eletrica - Universidade Federal de Minas GeraisAv. Antonio Carlos 6627, 31270-901Belo Horizonte, Minas Gerais, Brasil

Emails: willian.ferreira@ifmg.edu.br, rhoneipatric.eletrica@gmail.com,

dibrandao@ufmg.br, troliveira@cpdee.ufmg.br, pedro@cpdee.ufmg.br

Abstract— This paper presents an adaptation of the Power-Based Control (PBC) to make it suitable forcoordinately control distributed generators in low-voltage AC/DC hybrid microgrids. Such control aims atachieving accurate power flow regulation at the point of common coupling between the microgrid and the maingrid, and sustaining a proportional contribution among the microgrid´s distributed energy resources. The energystorage based distributed units are driven to balancing charge/discharge energy ensuring then equalized state-of-charge, and smooth power exchange between AC and DC microgrids. Such strategy relies on narrowbandcommunication links and does not require previous knowledge of network parameters. The performance of theadapted control is evaluated through MATLAB/Simulink simulation which shows the effective behaviour in termsof power flow management in both islanded and connected operating modes.

Keywords— Distributed generation, Energy storage, Hybrid microgrid, Power-sharing, Smart-grids.

Resumo— Este trabalho apresenta uma adaptacao do Controle Baseado em Potencia (CBP) com o intuitode torna-lo adequado para o controle coordenado de geradores distribuıdos em microrredes hıbridas c.a./c.c.em baixa tensao. Tal estrategia de controle tem como objetivo promover uma regulacao precisa do fluxo depotencia no ponto de acoplamento comum entre uma microrrede e a rede eletrica principal, mantendo umacontribuicao proporcional entre os recursos energeticos distribuıdos desta microrrede. As unidades distribuıdasde armazenamento de energia sao controladas de modo a equilibrar as suas energias de carga/descarga e assimassegurar que o estado de carga dos acumuladores seja equalizado e que haja um intercambio de energia suaveentre as sub-redes c.a. e c.c. Esta estrategia de controle emprega elos de comunicacao de baixa velocidade e naodemanda o previo conhecimento dos parametros da rede local. O desempenho da estrategia de controle propostae avaliado por meio de simulacao em MATLAB/Simulink, onde se observa um comportamento eficaz em termosdo gerenciamento do fluxo de potencia tanto em modo ilhado, quanto em modo conectado.

Palavras-chave— Geracao Distribuıda, Armazenamento de Energia, Microrrede Hıbrida, Partilhamento dePotencia, Redes Inteligentes.

1 Introducao

Com o crescimento da demanda por energia ele-trica e as preocupacoes com questoes ambientais,metodos para a geracao de energia eletrica pormeio de fontes renovaveis vem ganhando espaco.No entanto, o comportamento intermitente dessasfontes requer o uso de sistemas de armazenamentode energia (ESS - energy storage system) para queuma maior penetracao de recursos energeticos dis-tribuıdos (DER - distributed energy resource) namatriz energetica seja possıvel. Neste contexto,as microrredes surgem como um modelo promis-sor para se controlar e coordenar multiplas unida-des distribuıdas arbitrariamente alocadas em umarede (Zhang et al., 2017).

Alem disso, dispositivos alimentados em cor-rente contınua, e.g., equipamentos eletronicos, re-atores, inversores de frequencia, entre outros, re-presentam uma parcela significativa das cargasencontradas em ambientes residenciais, comerci-ais e industriais. Com isso, a utilizacao de sis-

temas de distribuicao em corrente contınua (c.c.)tem o potencial de eliminar estagios de conver-sao de potencia desnecessarios, reduzindo perdase elevando a eficiencia energetica do sistema. As-sim, a integracao de barramentos c.c. e c.a. emuma microrrede emerge como uma estrutura atra-ente para sistemas eletricos modernos (Kurohaneet al., 2010). A interface entre as sub-redes c.a.e c.c. e realizada por um conversor de interco-nexao (CI), o qual deve ser controlado de modo apropiciar um partilhamento adequado de potenciaentre os conversores estaticos da microrrede (Lohet al., 2013a).

Diversas metodologias para se efetuar o parti-lhamento de potencia sao propostas na literatura.Em (Han et al., 2016) e feita uma revisao de me-todos de partilhamento empregados em microrre-des c.a. operando em modo ilhado. Sao descritosmetodos que utilizam elos de comunicacao, e.g.,controle centralizado, controle Mestre-Escravo econtrole distribuıdo, sendo que a dependencia dacomunicacao e tratada como algo que compromete

a confiabilidade da microrrede. Estrategias base-adas em curvas de decaimento (droop) sao apre-sentadas como uma opcao para se evitar a necessi-dade de comunicacao e aumentar a confiabilidadee expansibilidade do sistema.

Sistemas de armazenamento de energia cons-tituem um elemento chave na operacao de micror-redes hıbridas c.a./c.c., pois eles tornam possıvel ocontrole e gerenciamento de energia das sub-redesc.a. e c.c., de forma que a adocao de estrategiasde controle que lidam com a integracao de uni-dades distribuıdas de armazenamento de energia(ESU - energy storage units) aos barramentos damicrorrede e crucial. Em (Oliveira et al., 2017)um metodo capaz de equalizar o estado de carga(SOC - state-of-charge) e realizar o controle decarga e descarga do ESS foi proposto. O autoremprega uma estrategia hierarquica de controledas ESU, sendo que o nıvel primario utiliza con-trole por droop para promover o partilhamento depotencia, enquanto um nıvel secundario baseadoem um elo de comunicacao de baixa velocidadefoi usado para adaptar as curvas de decaimentodo nıvel primario e obter a equalizacao de SOC.Ja em (Loh et al., 2013b) e proposta uma meto-dologia para realizar a carga e descarga das ESUde forma dinamica e sem a necessidade da comu-nicacao, no entanto, a equalizacao dos estados decarga nao e previsto.

As estrategias de controle do CI descritas naliteratura podem ser divididas em dois principaisramos: o primeiro consiste em se controlar o CIcomo fonte de tensao (Loh et al., 2013b), (Luet al., 2014) enquanto o segundo ramo lida com oCI como uma fonte de corrente (Loh et al., 2013a),(Eghtedarpour and Farjah, 2014). Operar o CIcomo fonte de tensao impossibilita a obtencao deum partilhamento de potencia preciso entre assub-redes c.c. e c.a., contudo a transicao entremodos de operacao da microrrede pode ocorrerde modo suave. Por outro lado, o controle comofonte de corrente pode garantir um partilhamentode potencia adequado, sem desvios de frequenciae tensao, no entanto, as transicoes de modo de-mandam maior cuidado (Zhang et al., 2017).

Para se associar DER e ESU aos barramentosc.a. e c.c. de uma microrrede, estes sao interli-gados por um CI, uma estrutura hierarquica decontrole deve ser adequadamente definida para sepoder gerenciar o fluxo de potencia entre os subsis-temas da microrrede. Em (Guerrero et al., 2011),uma estrategia de controle hierarquico baseado nomodelo ISA-95 foi proposta para microrredes c.a.e c.c.. Esta estrategia descreve tres nıveis de con-trole: 1) o nıvel primario e embarcado no controlelocal dos conversores estaticos e emprega controlepor droop para obter partilhamento de potencia;2) o nıvel secundario emprega um elo de comu-nicacao de baixa velocidade para corrigir eventu-ais desvios de tensao/frequencia introduzidos pelo

controle primario; 3) o nıvel terciario e respon-savel por gerenciar o fluxo de potencia no pontode acoplamento comum (PAC). A mesma arqui-tetura foi utilizada em (Zhang et al., 2017), (Lohet al., 2013b) e (Lu et al., 2014).

Inspirado por (Loh et al., 2013a), em (Cheet al., 2015) foi proposta a aplicacao de uma es-trategia hierarquica para o controle de multiplasmicrorredes. O primeiro nıvel de controle se tratade um duplo droop. Ja o segundo nıvel e reali-zado de forma descentralizada, nao utilizando umelo de comunicacao e se encontra embarcado nosconversores de interligacao. O segundo nıvel decontrole altera o ponto de operacao de transferen-cia de potencia por meio do CI a fim de restaurarpara patamares nominais a frequencia (no caso deuma microrrede c.a.) ou tensao (no caso de umamicrorrede c.c.). Ja o terceiro nıvel de controletrabalha com o intercambio de potencia entre asmicrorredes e utiliza de um elo de comunicacaopara essa tarefa.

Ja em (Liu et al., 2017) uma metodologia decontrole por droop baseado em potencia e pro-posto para controle de uma microrrede c.c.. Atecnica preve a adicao de uma malha de controlede potencia que recebe sua referencia de um se-gundo nıvel de controle, onde esse segundo nıvelrealiza um preciso balanco de potencia corrigindoas distorcoes do controle primario. Para que a tec-nica possua exito, se faz necessaria a medicao depequenas variacoes de tensao c.c., ja que o droopopera em pequenas faixas de variacao de tensao.

O presente trabalho propoe uma metodolo-gia de controle para microrredes hıbridas base-ada na estrategia de controle centralizado cha-mada de Controle Baseado em Potencia (CBP)(Caldognetto et al., 2015). A estrategia originalfoi modificada com o intuito de proporcionar obalanco de SOC das ESU e operacao nos modosilhado e conectado da microrrede.

2 Estrutura da Microrrede HıbridaProposta

A estrutura de microrrede hıbrida utilizada nestetrabalho e apresentada na Fig. 1. A rede de dis-tribuicao da concessionaria de energia e conectadaao no 0 (N0). No (PAC), um conversor bidirecio-nal trifasico c.a./c.c., denominado de utility inter-face (UI) e empregado com o intuito de interligaros ramos c.c. e c.a. da microrrede. O lado c.c.do UI e conectado ao barramento c.c. de 380V,o qual alimenta as cargas da sub-rede c.c. emN7 e N8. Esta tambem incorpora geracao local,por meio do DER4, e um ESS, composto por tresESU, como descrito em (Oliveira et al., 2017). Nasub-rede c.a., cargas sao arbitrariamente alocadasentre as fases do barramento c.a., tres DER mono-fasicos sao distribuıdos ao longo do sistema, istoe, DER1 e conectado na fase a em N5, DER2 na

fase b em N4 e DER3 na fase c em N6.

As impedancias dos nos da microrrede podemser observadas na Tabela 1 e as capacidades de ge-racao dos DER sao 5 kVA, 6 kVA, 7 kVA e 7 kWpara DER1 ao DER4, respectivamente. Todosos DER, e o UI sao interligados a um controladorcentral (CC), localizado no PAC, atraves de umelo de comunicacao de baixa velocidade. A uti-lizacao de elos de comunicacao sempre gera umquestionamento quanto a operacao da microrredeem caso de falhas nesses canais. Na microrrede im-plementada, em caso de falha ou interrupcao doscanais de comunicacao, os DERs passam a operarbaseados apenas no seu controle local.

O controle da microrrede e divido em tres nı-veis hierarquicos (Bidram and Davoudi, 2012). Oprimeiro nıvel (local) gerencia as funcoes locais ba-sicas, como: gerenciamento local de energia, com-pensacao de harmonicos e reativos da carga local eestabilizacao da tensao local. O segundo nıvel decontrole possui a funcao de partilhamento de po-tencia ativa e reativa entre os DER. Finalmente,o terceiro nıvel (global) e responsavel pela negoci-acao entre microrrede e concessionaria com o in-tuito de otimizar tanto o fluxo de potencia quantoos parametros globais. Neste nıvel geralmente asgrandezas presentes no PAC sao medidas e con-troladas (Bidram and Davoudi, 2012).

Figura 1: Diagrama Unifilar da Microrrede Hı-brida Fictıcia para Estudo de Caso Proposta

Tabela 1: Impedancias da Microrrede

Impedancia de LinhaZ [mΩ]

De ParaN0 N1 460 + j1850N1 N2 32 + j11, 72N2 N3 20, 6 + j7, 53N3 N4 8, 4 + j4, 60N3 N5 3, 7 + j2, 06N3 N6 37, 8 + j13, 83UI N7 3, 7 + j0

2.1 Conversor Utility Interface (UI)

O UI acopla os barramentos c.c. e c.a. da mi-crorrede e executa funcoes de nıvel secundario emambos. A topologia do conversor UI foi definidacomo uma estrutura de dois estagios, de modo ase desacoplar a dinamica das malhas de controledos lados c.a. e c.c., acomodar maiores ondulacoesde tensao no barramento c.c. interno sem afetaro controle de tensao em ambos lados do conversore possibilitar o bloqueio de corrente tanto no ladoc.c., quanto no lado c.a.. A Fig. 2 ilustra a topo-logia do conversor: um estagio c.a./c.c. trifasicocom quatro bracos e um estagio c.c./c.c. de doisquadrantes. O estagio c.a./c.c. permite a injecaode correntes desbalanceadas no barramento c.a.,possibilitando a correcao de cargas desbalancea-das no PAC.

A Fig. 3 ilustra o comportamento do UI nosmodos conectado e ilhado. Em modo conectado,o estagio c.c./c.c. e controlado como uma fonte detensao, contribuindo ativamente para a regulacaode tensao do barramento c.c., e consequentemente,o estagio c.a./c.c. e controlado como uma fontede corrente dependente, extraindo do barramentoc.a. a potencia demandada pelo estagio c.c./c.c..Essa configuracao permite o controle dos DERsdos lados c.a. e c.c. e a equalizacao do estado decarga das ESU sob o controle baseado em potenciae para isso eles devem ser despachaveis. O nıvelde tensao e a frequencia do barramento c.a. saodefinidos pela rede eletrica, logo, tanto os DERsno lado c.a., quanto o UI operam como seguidoresde rede, sincronizando-se a rede da concessionariae controlando os nıveis de potencia ativa e reativaem suas saıdas. Neste sentido, o controle da in-jecao de correntes desbalanceadas e simplificado.No lado c.c. da microrrede, o DER atua comofonte de corrente, uma vez que o UI regula a ten-sao do barramento c.c..

Em modo ilhado, por outro lado, como a redeeletrica da concessionaria nao mais fornece a refe-rencia de tensao e frequencia para o barramentoc.a., o UI passa a operar como formador de redepara o barramento c.a., assim, o estagio c.a./c.c.e controlado como uma fonte de tensao, forne-cendo as referencias de tensao e frequencia para olado c.a., enquanto o estagio c.c./c.c. e controladocomo uma fonte de corrente de forma a realizar obalanco energetico para a microrrede. Assim, osDERs no lado c.a. continuam a atuar como se-guidores de rede, mas como o estagio c.c./c.c. daUI agora e controlado como fonte de corrente, asESU alocadas no barramento c.c. passam a ope-rar como fontes de tensao de modo a assegurar aregulacao do barramento c.c..

E importante ressaltar que, em caso de falhano conversor UI, as sub-redes c.a. e c.c. passama operar de forma independente, sendo que o ladoc.a. pode manter sua operacao normal quando

Figura 2: Topologia do UI

Figura 3: Operacao do UI. (a) Modo Conectado;(b) Modo Ilhado.

conectado a rede, com os DERs seguindo a refe-rencia de tensao e frequencia imposta pela rede,mas se por algum motivo o lado c.a. se desconec-tar da rede, ele deixa de operar pois nao haveramais um formador de rede para os DERs. Ja olado c.c. pode manter sua operacao normal en-quanto houver energia disponıvel no sistema dearmazenamento. A regulacao do barramento c.c.sera realizada pelo conversor c.c./c.c. do ESS.

3 Estrategia de Controle Proposta

O CBP foi inicialmente proposto para microrre-des c.a. em (Caldognetto et al., 2015), tendocomo premissa que cada DER deve contribuir paraas necessidades de potencia da microrrede pro-porcionalmente a sua disponibilidade de geracao(Brandao et al., 2016). Para atingir este obje-tivo, periodicamente o controlador central obtemde cada DER as suas potencias ativa e reativa desaıda e a sua capacidade de geracao disponıvel.Em seguida, ele computa a demanda de poten-cia ativa e reativa da microrrede e a capacidadede geracao total para o proximo ciclo de controle.Entao, o CC define os coeficientes escalares queserao difundidos a todos os DER, o que permitea eles ajustar a sua geracao local de potencia demodo a atender a demanda de potencia da micror-rede e os requisitos de fluxo de potencia no PAC(Brandao et al., 2017).

Para uma microrrede hıbrida, esta estrategiadeve ser adaptada para lidar com a existencia deum barramento c.c. e seus recursos locais, atravesda inclusao de um coeficiente de comando para re-gular o DER do lado c.c. de forma proporcional.Alem disso, como tambem ocorre na implemen-tacao convencional do CBP, as condicoes de cadaDER devem ser conhecidas, ou seja, se ele estaconectado ao barramento c.c. ou ao c.a., onde enecessario saber em qual fase o DER foi alocado(i.e., a, b, c). Assim sendo, para a arquitetura demicrorrede hıbrida proposta, cada DER deve en-

viar ao CC uma requisicao de cadastro de modoa atualizar uma lista com o status das conexoesdos DERs, e.g., Xlj , onde l ∈ [1, 2, 3, 4] define aposicao do DER (1, 2 e 3 para as fases a, b e c,respectivamente, e 4 para o barramento c.c.), en-quanto j se refere ao identificador numerico de umDER naquela posicao.

Uma vez que o registro dos DERs e rea-lizado, o CBP aplicado a microrredes hıbridaspode ser descrito da seguinte forma: no inıciode cada ciclo de controle k, o CC requer do j-esimo DER (j=1,2,. . .,J , onde J e o numero deDERs da microrrede) informacoes relativas a suapotencia ativa de saıda (PGj(k)), potencia reativa(QGj(k)), maxima capacidade de geracao de po-tencia ativa (Pmax

Gj (k)), de modo a se avaliar acapacidade de geracao daquele recurso energetico,e.g., para um gerador fotovoltaico, isto significa-ria o seu ponto de maxima potencia, e a capaci-dade nominal do conversor estatico associado aoDER (AGj(k)). Do conversor UI sao solicitadospelo CC, as suas potencias ativa (PUIm(k)) e re-ativa (QUIm(k)) de saıda e a sua maxima capa-cidade de geracao de potencia ativa (Pmax

UI (k)).De cada ESU sao requeridos a potencia ativa desaıda (PESS(k)), a maxima capacidade de des-carga (Pmin

ESS(k)) e a maxima capacidade de carga(Pmax

ESS (k)).Baseado nos dados adquiridos, o CC computa:

• A potencia total ativa e reativa por fase for-necida pelos DERs para o ciclo de controleatual (k):

PGmt(k) =

J∑j=1

PGj(k) ·Xlj (1)

QGmt(k) =

J∑j=1

QGj(k) ·Xlj (2)

tal que l = m, e m ∈ [1, 2, 3] se refere as fasesdo barramento c.a., sendo que Xlj = 1, seo j-esimo DER e conectado ao ponto l, ouXlj = 0 caso contrario.

Similarmente, a capacidade nominal total dosDER (AGmt(k)), assim como as maximas po-tencias ativa (Pmax

Gmt (k)) e reativa (QmaxGmt(k))

por fase podem ser calculadas. A maximapotencia reativa gerada pelo j-esimo DER ecalculada como:

QmaxGj (k) =

√AGj(k)2 − PGj(k)2 (3)

• A potencia total ativa e reativa absorvidapela microrrede no ciclo de operacao k saocalculadas como:

PLmt(k) = PGRIDm(k) + PGmt(k) + PUIm(k) (4)

QLmt(k) = QGRIDm(k) +QGmt(k) +QUIm(k) (5)

onde PGRIDm(k) e QGRIDm(k) sao as poten-cias ativa e reativa, respectivamente, medidas

na m-esima fase do lado da rede eletrica doPAC.

• A referencia de potencia ativa (P ∗Gmt(k + 1))e reativa (Q∗Gmt(k + 1)) total por fase para oproximo ciclo de controle k+1 sao calculadascomo:

P ∗Gmt(k+1) = PLmt(k)−P ∗PACm(k+1) (6)

Q∗Gmt(k+ 1) = QLmt(k)−Q∗PAC(k+ 1) (7)

onde P ∗PACm(k + 1) e Q∗PAC(k + 1) sao asreferencias de potencia ativa e reativa da m-esima fase para o PAC no proximo ciclo decontrole. As referencias de potencias para oPAC sao definidas de acordo com a necessi-dade do sistema e sao estabelecidas por umnıvel terciario de controle.

• As referencias de potencia ativa e reativa doUI para o proximo ciclo de controle sao defi-nidas como:

P ∗UIm(k + 1) = P ∗PACm(k + 1)− P ∗GRIDm(k + 1) (8)

Q∗UIm(k + 1) = Q∗PACm(k + 1)−Q∗GRIDm(k + 1) (9)

onde, P ∗GRIDm(k + 1) e Q∗GRIDm(k + 1) saoas referencias de potencia ativa e reativa paraa m-esima fase da rede principal no proximociclo de controle. Vale ressaltar que a variavelde referencia de potencia ativa para o UI naorepresenta uma referencia para uma malha decontrole de potencia do conversor. Sua fun-cao e a de gerar um compromisso entre ladoc.a. e c.c. que garanta o equilıbrio de poten-cia. Durante a operacao em modo ilhado asreferencias P ∗GRIDm(k+ 1) e Q∗GRIDm(k+ 1)sao iguais a zero, e P ∗UIm(k+1) = P ∗PACm(k).

• O calculo da potencia ativa injetada pelosDERs no barramento c.c., no ciclo de con-trole k, e realizado como:

PGDCt(k) =

J∑j=1

PGj(k) ·Xlj (10)

tal que l = 4, e de modo semelhante, a ma-xima potencia ativa total (Pmax

GDCt(k)) a serinjetada pelos DERs do lado c.c. pode serdefinida.

• A potencia ativa total absorvida pelo lado c.c.da microrrede hıbrida no ciclo de controle ke definida como:

PLDCt(k) = −PUIm(k) + PESS(k) + PGDCt(k) (11)

• A referencia de potencia para o sistema de ar-mazenamento de energia para o proximo ci-clo de controle, pode entao ser estabelecidacomo:

P ∗ESS(k + 1) = PLDCt(k)− PmaxGDCt(k) + P ∗UIt(k + 1) (12)

onde P ∗UIt(k + 1) =∑3

m=1 P∗UIm(k + 1).

PmaxGDCt(k) e a capacidade maxima de gera-

cao dos DER c.c.. E importante ressaltar queP ∗ESS(k+1) deve ser limitado em sua maximacapacidade de carga (Pmax

ESS (k)), que e a ma-xima potencia que o ESS pode atingir semque ocorra sobrecarga, e maxima capacidadede descarga (Pmin

ESS(k)), que e a mınima po-tencia que o ESS podera atingir para que naohaja descarga profunda das ESU.

• A referencia de potencia ativa para os DERc.c. no ciclo de controle k+1 e definida como:

P ∗GDCt(k + 1) = PLDCt(k) + P ∗UIt(k + 1)− P ∗ESS(k + 1) (13)

Apos todos os parametros supracitados seremcomputados, o CC calcula os coeficientes escalaresαPm, αQm e αDC os quais podem assumir valoresentre [-1,1], e os envia a todos os DER da micror-rede. A potencia ativa por fase e controlada pormeio de αPm enquanto a potencia reativa por fasee controlada por αQm e a potencia ativa proces-sada pelos DERs do lado c.c. e controlada porαDC . A Tabela 2 demonstra o calculo utilizadopara os coeficientes escalares no CC e a Tabela 3demonstra como esses coeficientes sao empregadosno controle de potencia dos DERs. Os sinais nega-tivos e positivos αDC e αPm significam potenciaativa absorvida e injetada, respectivamente, en-quanto para αQm eles representam potencia rea-tiva capacitiva e indutiva, respectivamente.

Tabela 2: Coeficientes Escalares do Controle Ba-seado em Potencia

Condicoes de Potencia Coeficientes

P ∗GDCt(k + 1) < 0 αDC = 0

0 ≤ P ∗GDCt(k + 1) ≤ PmaxGDCt(k) αDC =

P ∗GDCt(k + 1)

PmaxGDCt(k)

P ∗GDCt(k + 1) > PmaxGDCt(k) αDC = 1

P ∗Gmt(k + 1) < 0 αPm = 0

0 ≤ P ∗Gmt(k + 1) ≤ PmaxGmt (k) αPm =

P ∗Gmt(k + 1)

PmaxGmt (k)

P ∗Gmt(k + 1) > PmaxGmt (k) αPm = 1

Q∗Gmt(k + 1) ≤ QmaxGmt(k) αQm =

Q∗Gmt(k + 1)

QmaxGmt(k)

4 Estudo de Caso

Com o intuito de demonstrar o comportamentoda microrrede hıbrida sob a estrategia de Con-trole Baseado em Potencia proposta neste traba-lho, a simulacao da operacao da microrrede em

Tabela 3: Referencia de Potencia para cada DER

Coeficientes Escalares Referencia de Potencia

−1 ≤ αDC ≤ 1 P ∗GDCj(k + 1) = αDC · PmaxGDCj(k)

−1 ≤ αPm ≤ 1 P ∗Gmj(k + 1) = αPm · PmaxGmj (k)

−1 ≤ αQm ≤ 1 Q∗Gmj(k + 1) = αQm ·QmaxGmj(k)

um perıodo de 72 horas foi realizada em MA-TLAB/Simulink, cujos resultados sao apresenta-dos nas Figs. 4 - 7.

As referencias para o PAC e para a rede daconcessionaria foram fixadas em P ∗PACm(k+ 1) =−500W , P ∗GRIDm(k + 1) = 1000W e Q∗PACm(k +1) = Q∗GRIDm(k + 1) = 0kV Ar durante o modoconectado, e P ∗PACm(k+1) = 500W , P ∗GRIDm(k+1) = 0W e Q∗PACm(k + 1) = Q∗GRIDm(k + 1) =0kV Ar durante o modo ilhado. Os estados decarga iniciais dos tres ESU foram estabelecidoscomo 80%, 92% e 50%.

A Fig. 4 mostra que durante o intervalo de0-6h a potencia ativa na rede da concessionaria epositiva, o que indica baixa capacidade de geracaopor parte da microrrede. A tensao de pico no PACencontra-se inferior a 180 V e pode-se observarum desequilıbrio de tensao ocasionado por cargasdesbalanceadas presentes na microrrede. A Fig. 5apresenta a potencia ativa fornecida pelo conver-sor UI. Durante o mesmo intervalo, o UI esta ex-portando potencia do barramento c.a. para o c.c.,com uma potencia de referencia de -1500 W porfase, como estabelece (8). Pode-se observar aindaque a potencia reativa e totalmente compensadapor meio dos DERs.

O fluxo de potencia entre os recursos energeti-cos conectados ao barramento c.c. e apresentadona Fig. 6. Observa-se que a energia fornecidapelo UI e utilizada para alimentar as cargas locaise tambem carregar as ESU, o que pode ser cons-tatado pelo fato de os SOC dessas unidades estaraumentando no intervalo em analise. O ESS lidalocalmente com o partilhamento de potencia entreas suas unidades, de modo a promover uma equali-zacao dos SOC. Nota-se que a unidade com menorSOC ira receber uma parcela maior de potencia doque as demais, se carregando mais rapidamente. Amedida que os estados de carga se equalizam, a po-tencia absorvida pelo ESS sera igualmente parti-lhada pelas unidades, de modo que todas atingema condicao de carga completa ao mesmo instanteem t≈12 h.

Durante o perıodo de 7-18h os DERs possuemcapacidade de geracao de potencia ativa e pode-se observar uma inversao do fluxo de potencia noPAC. No intervalo de 9-12h, a potencia produzidapelos DER e suficiente para inverter o fluxo noPAC e sustentar os valores de referencia estabele-cidos para a potencia ativa no PAC e na rede daconcessionaria. Apos t=12 h, as ESU estao com-pletamente carregadas, de modo que, para se man-ter o fluxo de potencia na sua referencia, o DER

c.c. e desconectado, como pode ser inferido pelocoeficiente αDC , na Fig. 7. Contudo, apesar de osDERs c.a. serem capazes de manter a referenciade potencia no PAC, o UI e forcado a regular obarramento c.c., de forma que a potencia ativa narede da concessionaria nao e mais regulada. Apost=17 h, os geradores locais nao sao mais capazesde produzir potencia ativa e consequentemente,tanto a referencia de potencia no PAC, quanto narede principal, nao sao mais mantidas, sendo queo fluxo de potencia nesses dois pontos passam adepender apenas do perfil de carga da microrrede.

Em dois intervalos, a microrrede opera emmodo ilhado, com a abertura do disjuntor CB2: de24-33h e de 60-72h. Durante esses perıodos a po-tencia ativa e reativa na rede principal sao nulas.Observa-se nas Figs. 5 e 6 que o UI assume a regu-lacao do barramento c.a., alimentando as cargasc.a.. Como durante o intervalo de 24-30h nenhumDER tem capacidade de geracao de potencia, asbaterias do ESS descarregam-se, fornecendo todapotencia demandada pelo UI e pelas cargas c.c..No perıodo de 30-33h, os DERs retomam capaci-dade de geracao, de modo que o ESS reduz suapotencia de saıda, preservando assim sua capaci-dade armazenada. E conveniente mencionar quedurante o modo ilhado, o barramento c.c. mos-tra uma pequena variacao na sua tensao, isto sedeve ao fato de na simulacao ter-se considerado aexistencia de cabos conectando o ESS ao no N7,onde se encontra o UI e o DER4 e onde a medicaode tensao e tomada, logo, como o ESS assume aregulacao de tensao do barramento c.c., existirauma queda de tensao entre o ponto de conexao doESS e o no N7.

5 Conclusao

A estrategia de Controle Baseado em Potencia,modificado para aplicacao em microrredes hıbri-das c.a./c.c. atraves da inclusao de um coeficientepara regulacao do DER do lado c.c., se mostroueficaz em promover o controle do fluxo de potenciano PAC e concomitantemente gerenciar o sistemade armazenamento de energia, provendo equali-zacao de estado de carga e o controle de carga edescarga das unidades de armazenamento. Alemdisso, nota-se um intercambio suave de potenciaentre os barramentos c.a. e c.c. da microrrede.Com o intuito de se extrair o maximo desempe-nho da estrategia de controle e avaliar completa-mente o seu comportamento, um nıvel terciario decontrole deve ser incorporado ao sistema, uma vezque as referencias de potencia para a rede eletricapodem ser dinamicamente definidas em funcao deexigencias do operador do sistema de distribuicaoe de condicoes de operacao da microrrede. O em-prego de uma plataforma para validacao experi-mental da estrategia de controle tambem se fazinteressante e esta em atual desenvolvimento.

Agradecimentos

Os autores agradecem o apoio financeiro da CA-PES, CNPQ (420850/2016-3) e FAPEMIG (APQ- 03388-17).

Figura 4: Grandezas do PAC. De Cima paraBaixo: Tensao e Potencia Ativa no PAC.

Figura 5: Fluxo de potencia na microrrede. Decima para baixo: Potencia ativa na rede, potenciareativa na rede, potencia ativa no PAC e UI.

Figura 6: Grandezas do lado C.C.. De cima parabaixo: Tensao, Potencia processada pelo ESS, Po-tencia UI e Estado de carga das ESU.

Figura 7: Coeficientes Escalares.

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