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UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINASFaculdade de Engenharia Eletrica e de Computacao

Marcos Vinicios Gomes dos Reis

ESTUDO E IMPLEMENTACAO DE

ESTRATEGIAS DE DETECCAO DE ILHAMENTO

EM INVERSORES PARA SISTEMAS

FOTOVOLTAICOS DE GERACAO DISTRIBUIDA

Campinas2016

UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINASFaculdade de Engenharia Eletrica e de Computacao

Marcos Vinicios Gomes dos Reis

ESTUDO E IMPLEMENTACAO DE

ESTRATEGIAS DE DETECCAO DE ILHAMENTO

EM INVERSORES PARA SISTEMAS

FOTOVOLTAICOS DE GERACAO DISTRIBUIDA

Dissertacao apresentada a Faculdade de Enge-nharia Eletrica e de Computacao como partedos requisitos exigidos para a obtencao do tıtulode Mestre em Engenharia Eletrica, na Area deEnergia Eletrica.

Orientador: Prof. Dr. Marcelo Gradella Villalva

Este exemplar corresponde a versao finalda dissertacao defendida pelo aluno Mar-cos Vinicios Gomes dos Reis, e orientadapelo Prof. Dr. Marcelo Gradella Villalva.

Campinas2016

Agência(s) de fomento e nº(s) de processo(s): CNPq, 831346/1988-4

Ficha catalográficaUniversidade Estadual de Campinas

Biblioteca da Área de Engenharia e ArquiteturaLuciana Pietrosanto Milla - CRB 8/8129

Reis, Marcos Vinicios Gomes dos, 1989- R277e ReiEstudo e implementação de estratégias de detecção de ilhamento em

inversores para sistemas fotovoltaicos de geração distribuída / Marcos ViniciosGomes dos Reis. – Campinas, SP : [s.n.], 2016.

ReiOrientador: Marcelo Gradella Villalva. ReiDissertação (mestrado) – Universidade Estadual de Campinas, Faculdade

de Engenharia Elétrica e de Computação.

Rei1. Conversores eletrônicos. 2. Geração distribuída de energia elétrica. 3.

Efeito fotovoltaico. 4. Rede - Distribuição. 5. Eletrônica de potência. I. Villalva,Marcelo Gradella,1978-. II. Universidade Estadual de Campinas. Faculdade deEngenharia Elétrica e de Computação. III. Título.

Informações para Biblioteca Digital

Título em outro idioma: Study and implementation of islanding detection strategies ininverters for photovoltaic systems of distributed generationPalavras-chave em inglês:Electronic convertersDistributed power generationPhotovoltaic effectNetwork - DistributionPower electronicsÁrea de concentração: Energia ElétricaTitulação: Mestre em Engenharia ElétricaBanca examinadora:Marcelo Gradella Villalva [Orientador]Lourenço Matakas JuniorFernanda Arioli Caseño TrindadeData de defesa: 05-05-2016Programa de Pós-Graduação: Engenharia Elétrica

Powered by TCPDF (www.tcpdf.org)

http://www.tcpdf.org

Comissao Julgadora - Dissertacao de Mestrado

Candidato: Marcos Vinicios Gomes dos Reis RA: 153881

Data da Defesa: 5 de maio de 2016

Tıtulo da Tese: “ESTUDO E IMPLEMENTACAO DE ESTRATEGIAS DE DETEC-

CAO DE ILHAMENTO EM INVERSORES PARA SISTEMAS FOTOVOLTAICOS DE

GERACAO DISTRIBUIDA”.

Prof. Dr. Marcelo Gradella Villalva (Presidente, FEEC/UNICAMP)

Prof. Dr. Lourenco Matakas Junior (USP)

Prof. Dra. Fernanda Caseno Trindade Arioli (FEEC/UNICAMP)

A ata de defesa, com as respectivas assinaturas dos membros da Comissao Julgadora,

encontra-se no processo de vida academica do aluno.

A Deus, pela vida e pelas oportu-

nidades. Aos meus pais pela total

dedicacao e incentivos.

Agradecimentos

Agradeco,

a Deus, por ter me dado forca e por iluminar meu caminho.

aos meus pais Ana Lucia e Eduardo dos Reis (in memoriam) pelo amor, carinho e apoio

dedicados desde o primeiro dia de minha existencia.

a meus irmaos Andre e Guilherme pelo carinho e amizade.

a minha namorada, Silvia, por todo o apoio e pelo carinho e amor.

ao meu orientador, professor Marcelo Gradella Villalva, com o qual tive o prazer de traba-

lhar durante os dois anos de mestrado. Pela oportunidade, amizade, orientacao e confianca.

aos amigos Tarcio Andre, Adson Moreira, Dante Inga, Rolando Caicedo, Vanessa Teixeira,

Paulo Nascimento, Ramon Rodrigues, Hugo Moreira, Flavio, Juliana, e Tisciane Perpetuo

por participarem de minha caminhada e de muitos momentos importantes.

a Faculdade de Engenharia Eletrica e de Computacao (FEEC) da Universidade Estadual

de Campinas (UNICAMP), pela oportunidade da realizacao da pesquisa. E ao Conselho

Nacional de Desenvolvimento Cientıfico e tecnologico (CNPq) pelo apoio financeiro.

a todos aqueles que nao foram citados, mas que ajudaram para a realizacao desta pesquisa.

O saber a gente aprende com os mestres e os livros.

A sabedoria, se aprende e com a vida e com os

humildes.

Cora Coralina

Resumo

A conexao de inversores para sistemas fotovoltaicos de geracao distribuıda a rede de

distribuicao cria situacoes de risco as cargas que estao conectadas ao ponto de acopla-

mento comum (PAC) e aos funcionarios da concessionaria que fazem a manutencao da

rede eletrica. Uma situacao de risco que deve ser evitada consiste no fornecimento de

energia eletrica, por um ou mais inversores, a rede de distribuicao apos a desconexao da

rede eletrica principal. O isolamento de sistemas de geracao distribuıda que continuam

com a alimentacao da potencia requerida pela carga no PAC e conhecido na literatura

como ilhamento. O ilhamento nao intencional pode ser evitado utilizando tecnicas de de-

teccao de ilhamento. Neste trabalho, e apresentado um estudo detalhado das principais

tecnicas de anti-ilhamento encontradas na literatura e usados nos inversores para sistemas

fotovoltaicos. Para validar o funcionamento de estrategias de deteccao de ilhamento em

uma rede de distribuicao de energia eletrica, dois inversores monofasicos de dois estagios

conectados a rede eletrica foram simulados e construıdos e os metodos de anti-ilhamento

Active frequency drift e Active frequency drift with positive feedback foram implementados

e testados. Tres casos de estudos sao analisados. O primeiro leva em conta o ilhamento

de apenas um inversor. O segundo caso e quando se inclui outro inversor ao PAC. Por

fim, e inserida comunicacao serial entre os dois inversores para melhorar a resposta da

deteccao de ilhamento. Os resultados de simulacao e suas comprovacoes experimentais sao

apresentados ao final.

Palavras-chave: Anti-ilhamento, geracao distribuıda, inversores, sistemas fotovoltaicos.

Abstract

The connection of inverters for distributed generation photovoltaic systems to the distri-

bution network creates situations of risk to the loads that are connected to the point of

common coupling (PCC) and personals who maintain the power grid. A risk that should

be avoided is the supply of electricity, by one or more inverters, to the distribution network

after disconnecting the main power grid. The isolation of distributed generation systems

that continue to supply the power required by the load at the PCC is known in the litera-

ture as islanding. The unintentional islanding can be avoided by using islanding detection

techniques. This work presents a detailed study of the main anti-islanding techniques

found in the literature and used in inverters for photovoltaic systems. To validate the

operation of islanding detection strategies in an electrical power distribution network, two

single phase two-stage photovoltaic systems connected to the grid were simulated and built

and the anti-islanding methods “Active frequency drift” and “Active frequency drift with

positive feedback” have been implemented and tested. Three case studies are analyzed.

The first takes into account the islanding of only one inverter. The second case includes

another inverter to the PCC. Finally, serial communication is incorporated between the

two inverters to improve islanding detection response. The simulation results and their

experimental verifications are presented at the end.

Keywords: Anti-islanding, distributed generation, inverters, photovoltaic systems.

Lista de Figuras

1.1 Estatıstica da geracao de energia eletrica global para varias fontes de energia

entre 1973 a 2010. Fonte: Technology Roadmap. [1, 2] . . . . . . . . . . . . 20

1.2 Estatıstica da geracao de energia eletrica brasileira para varias fontes de

energia de 1973 a 2010. Fonte: Technology Roadmap. [1, 2] . . . . . . . . . 21

2.1 Inversor fotovoltaico monofasico de dois estagios conectado a rede eletrica

e seus sistemas de controle. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

2.2 Conversor boost. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

2.3 Formas de onda da tensao e da corrente no indutor Lpv e da tensao no

transistor T1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26

2.4 Modelo Thevenin que representa o circuito linear equivalente do dispositivo

fotovoltaico alimentando o conversor boost. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28

2.5 Tensao e corrente no indutor durante a operacao do conversor boost no modo de

conducao crıtico. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

2.6 Tensoes e correntes no indutor e no capacitor. . . . . . . . . . . . . . . . . 33

2.7 Grafico de Bode das respostas em frequencia da funcao de transferencia do

conversor boost em malha aberta. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35

2.8 Diagrama de Bode para o compensador tipo 2. . . . . . . . . . . . . . . . . . 37

2.9 Diagrama de Bode para o controlador tipo 2 em cascata com a funcao de trans-

ferencia do conversor boost em malha aberta. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38

2.10 Inversor monofasico em ponte completa conectado a rede eletrica. . . . . . 39

2.11 Diagrama de Bode para a funcao de transferencia do inversor monofasico em

ponte completa. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40

2.12 Diagrama do segundo estagio de conversao, usando a estrategia de controle efe-

tuada com base no MPPT e corrente de saıda. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

2.13 Diagrama do segundo estagio de conversao, usando a estrategia de controle efe-

tuada com base na tensao do elo CC e corrente de saıda. . . . . . . . . . . . . 41

2.14 Diagrama de Bode para a funcao de transferencia do inversor monofasico

em cascata com o controlador proporcional ressonante. . . . . . . . . . . . 44

2.15 Malha de controle da tensao do elo CC para o inversor. . . . . . . . . . . . 45

2.16 Diagrama de Bode da malha fechada empregando o controlador Pressonante

com o modelo do inversor. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46

2.17 Diagrama de Bode do controlador PI em serie com o modelo do inversor a ser

controlado. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

2.18 Diagrama do PLL monofasico baseado no SOGI. . . . . . . . . . . . . . . . 48

3.1 Zona de nao deteccao (ZND) para os metodos de deteccao de ilhamento. . . . . 50

3.2 Diagrama simplificado de um sistema de geracao distribuıda conectado a rede

eletrica alimentando uma carga local no ponto de acoplamento comum (PAC). . 51

3.3 Erro de fase usado na deteccao de salto no angulo de fase. Fonte: [3]. . . . . . . 55

3.4 Zona de nao deteccao para os metodos ativos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56

3.5 Metodo de desvio ativo em frequencia - AFD. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58

3.6 Fator de corte para o metodo AFDPCF. Fonte: [4]. . . . . . . . . . . . . . . . 59

3.7 Diagrama de blocos ilustrando o funcionamento do metodo ativo de pulo

de frequencia baseado na perturbacao do PLL. . . . . . . . . . . . . . . . . 61

3.8 Metodo GEFS apresentado em sua forma algorıtmica. . . . . . . . . . . . . . . 61

3.9 Metodo GEVS apresentado em sua forma algorıtmica. . . . . . . . . . . . . . . 63

3.10 Diagrama simplificado de um sistema de geracao distribuıda conectado a rede

eletrica alimentando uma carga local no ponto de acoplamento comum (PAC). . 68

4.1 Bancada experimental construıda. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71

4.2 Esquemas dos inversores monofasicos e sua conexao com a rede eletrica. . . . . 72

4.3 Placa de controle com o processador TMS320F28335 da Texas. . . . . . . . . 72

4.4 Modulo SKS 27F B6U+B6CI 10 V6 da SEMIKRON, placas de aquisicao e con-

dicionamento de sinais analogicos, entre outros componentes do inversor grid-tie. 73

4.5 Carga RLC conectada ao ponto de acoplamento comum usada para os testes dos

metodos de anti-ilhamento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73

4.6 Simuladores fotovoltaicos utilizados nos experimentos. Simulador Agilent E4350B

8A, 480 V mostrado a esquerda e simulador TerraSAS ETS 600/25 da AMETEK

a direita. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74

4.7 Teste preliminar do controle da tensao fotovoltaica na entrada do conversor boost

com o uso do controle por histerese. a) C1: Tensao fotovoltaica (Vpv), C2:

Tensao fotovoltaica de referencia (Vpv ref), C3: Tensao do link CC (Vcc) obtidas

experimentalmente usando o simulador fotovoltaico Agilent E4350B 8A, 480V e

b) Diagrama da implementacao em bancada experimental do conversor elevador

de tensao (Rh = 96, 8Ω). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75

4.8 Teste do controle do conversor boost em simulacao e experimental. a) Tensao

(Vpv), corrente (Ipv) fotovoltaicas e tensao do link CC (Vcc) obtidas em simu-

lacao e b) C2: Tensao do link CC (Vcc) , C3: Corrente fotovoltaica (Ipv), C4:

Tensao fotovoltaica (Vpv) obtidas em bancada usando o simulador fotovoltaico

Agilent E4350B 8A, 480V e b) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75

4.9 Teste do controle do conversor boost. C1: Tensao fotovoltaica (Vpv), C2: Cor-

rente fotovoltaica (Ipv), C3: Tensao do link CC (Vcc) obtidas experimentalmente

usando o simulador fotovoltaico TerraSAS ETS 600/25 da AMETEK . . . . . 76

4.10 Teste do controle do conversor CC-CA em simulacao e experimental. . . . . . . 76

4.11 Sistema fotovoltaico com inversor monofasico de dois estagios conectado a rede

eletrica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77

4.12 Teste das malhas de controle do inversor monofasico de dois estagios conectados

a rede eletrica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77

4.13 Teste do controle da corrente de saıda do inversor. . . . . . . . . . . . . . . . . 78

4.14 Teste do controle da corrente de saıda do inversor. a) Correntes de saıda dos

inversores - Simulacao e b) C1: Tensao da rede eletrica, C3: Corrente de saıda

do SGD2 e C4: Corrente de saıda do SGD1 - Experimental. . . . . . . . . . . . 79

4.15 Formas de onda de tensao e corrente de saıda e medida da distorcao harmonica

total de 3,48% para o SGD1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79


total de 3,04% para o SGD2. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80


total de 2,02% para a rede eletrica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80

4.18 Formas de onda ilustrando o funcionamento do metodo de Pertubacao e Ob-

servacao para encontrar o ponto de maxima potencia do conjunto fotovoltaico.

A tensao permanece dentro de uma faixa estreita de valores proximos da ma-

xima potencia. C1: Tensao do conjunto fotovoltaico (Vpv), C2: Tensao do link

CC (Vcc), C3: Corrente do conjunto fotovoltaico (Ipv) e C4: Corrente (Isgd1)

injetada pelo SGD1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81

4.19 Reproducao da tela do software controlador do simulador TerraSAS mostrando

a operacao do sistema no ponto de maxima potencia. . . . . . . . . . . . . . . 82

4.20 Um sistema de geracao distribuıda conectado ao ponto de acoplamento comum. 83

4.21 Resultados de simulacao obtidos com o ilhamento do sistema de geracao distri-

buıda para a carga RLC com fator de qualidade Qf = 3 - Simulacao. . . . . . . 84

4.22 Resultados de simulacao obtidos com o ilhamento do sistema de geracao distri-

buıda para a carga RLC com fator de qualidade Qf = 1 - Simulacao. . . . . . . 84

4.23 Tensao da rede e correntes dos inversores com o sistema fotovoltaico ilhado com

os metodos passivos de sobre/sub frequencia e sobre/sub tensao. C1: Tensao da

rede eletrica (Vgrid), C2: Corrente da rede eletrica (Igrid) e C3: Corrente de saıda

do SGD2 (Isgd2) - Bancada experimental. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85

4.24 Resultados obtidos com o sistema fotovoltaico ilhado com os metodo passivos de

sobre/sub frequencia e tensao. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86

4.25 Reproducao da tela do software DSP Oscilloscope do PSIM. . . . . . . . . . . 86

4.26 Corrente de saıda do inversor com o metodo AFD para δf = 1, 5. - Simulacao. 87

4.27 O metodo AFD com δf = 0,54 nao conseguiu desviar a frequencia para que a

deteccao do ilhamento do sistema fosse alcancada. As formas de onda mostradas

sao: corrente de saıda do SGD, tensao no PAC, frequencia de saıda do PLL e

sinal de falha da rede eletrica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87

4.28 O metodo AFD com δf = 1,5 conseguiu desviar a frequencia e o inversor foi

desconectado da rede eletrica. As formas de onda mostradas sao: corrente de

saıda do SGD, tensao no PAC, frequencia de saıda do PLL e sinal de falha da

rede eletrica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88

4.29 Formas de onda de tensao e corrente e medida da distorcao harmonica total de

corrente de 4,52% para o metodo AFD com δf = 1, 5. . . . . . . . . . . . . . 88

4.30 Resultados experimentais ilustrando a deteccao de ilhamento do sistema pelo

metodo AFD depois de 38 ciclos da rede. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89

4.31 Resultados experimentais ilustrando a deteccao de ilhamento pelo metodo AFDPF

com k = 0,01 depois de 26 ciclos da rede eletrica. . . . . . . . . . . . . . . . . 89


com k = 0,02 depois de 20 ciclos da rede. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90


com k = 0,03 depois de 15 ciclos da rede. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90

4.34 Variacao de frequencia causada peelo descasamento de potencia reativa no PAC.

A frequencia de ressonancia da carga RLC ficou em torno de 75 Hz - Bancada

experimental. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91

4.35 Deteccao de ilhamento pelo metodo passivo de sub/sobre frequencia depois de 18

ciclos da rede. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92


ciclos da rede. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92


ciclos da rede. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93

4.38 Paralelismo de sistemas de geracao distribuıda conectados ao mesmo ponto de

acoplamento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94

4.39 Ilhamento dos dois sistemas fotovoltaicos conectados ao mesmo ponto de acopla-

mento comum. As formas de onda mostradas sao: corrente de saıda, tensao no

PAC, frequencia de saıda do PLL e sinal de falha da rede eletrica para os dois

inversores. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 95

4.40 C1: Tensao da rede eletrica (Vgrid), C2: Corrente da rede eletrica (Igrid), C3:

Corrente de saıda do SGD2 (Isgd2) e C4: Corrente de saıda do SGD1 (Isgd1).

Ilhamento de dois sistemas fotovoltaicos no mesmo ponto de acoplamento. . . . 96

4.41 Ilhamento de dois sistemas fotovoltaicos no mesmo ponto de acoplamento. C1:

Tensao da rede eletrica (Vgrid), C2: Corrente da rede eletrica (Igrid), C3: Corrente

de saıda do SGD2 (Isgd2) e C4: Corrente de saıda do SGD1 (Isgd1). . . . . . . . 96

4.42 Frequencia dos dois sistemas - Bancada experimental. . . . . . . . . . . . . . . 97

4.43 Deteccao de Ilhamento com o metodo AFD depois de 6 ciclos da rede eletrica.

As formas de onda mostradas sao: corrente de saıda, tensao no PAC, frequencia

de saıda do PLL e sinal de falha da rede eletrica para os dois inversores. . . . . 98

4.44 Deteccao de Ilhamento com o metodo AFD. C1: Tensao da rede eletrica (Vgrid),

C2: corrente da rede eletrica (Igrid), C3: corrente de saıda do SGD2 (Isgd2) e C4:

corrente de saıda do SGD1 (Isgd1). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98


4.46 Deteccao de Ilhamento com o metodo AFDPF depois de 25 ciclos da rede eletrica.

C1: Tensao da rede eletrica (Vgrid), C2: corrente da rede eletrica (Igrid), C3:

corrente de saıda do SGD2 (Isgd2) e C4: corrente de saıda do SGD1 (Isgd1). . . . 99


4.48 Deteccao de Ilhamento com o metodo AFDPF depois de 23 ciclos da rede eletrica.

C1: Tensao da rede eletrica (Vgrid), C2: corrente da rede eletrica (Igrid), C3:

corrente de saıda do SGD2 (Isgd2) e C4: corrente de saıda do SGD1 (Isgd1). . . . 100

4.49 Frequencias dos dois sistemas - Bancada experimental. . . . . . . . . . . . . . 101

4.50 Sistema de geracao distribuıda conectada em diferentes partes da rede. . . . . . 102

4.51 Deteccao de Ilhamento com o metodo AFD. C1: Tensao da rede eletrica (Vgrid),

C2: corrente da rede eletrica (Igrid), C3: corrente de saıda do SGD2 (Isgd2) e C4:

corrente de saıda do SGD1 (Isgd1). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102

4.52 Deteccao de Ilhamento com o metodo AFDPF. C1: Tensao da rede eletrica

(Vgrid), C2: corrente da rede eletrica (Igrid), C3: corrente de saıda do SGD2

(Isgd2) e C4: corrente de saıda do SGD1 (Isgd1). . . . . . . . . . . . . . . . . . 103

Lista de Tabelas

2.1 Parametros usados para o controlador tipo 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

3.1 Frequencia para o documento IEEE STD 1547 . . . . . . . . . . . . . . . . 64

3.2 Tensao para o documento IEEE STD 1547 . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

3.3 Limites de conteudo harmonico de corrente (% da corrente fundamental). . 66

3.4 Frequencia para o documento IEEE STD 929-2000 . . . . . . . . . . . . . . 66

3.5 Tensao para o documento IEEE STD 929-2000 . . . . . . . . . . . . . . . . 66

3.6 Frequencia para o documento ABNT NBR IEC 62116 . . . . . . . . . . . . 67

3.7 Tensao para o padrao ABNT NBR IEC 62116 . . . . . . . . . . . . . . . . 67

3.8 Requisitos da fonte de alimentacao em corrente alternada para o padrao

ABNT NBR IEC 62116 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67

4.1 Parametros para o conversor boost. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74

4.2 Especificacao de projeto do sistema fotovoltaico monofasico conectado a

rede eletrica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78

4.3 Especificacao da carga RLC para os testes de anti-ilhamento. . . . . . . . . 82

4.4 Tabela com os tempos de deteccao para os metodos de anti-ilhamento refe-

rentes aos resultados experimentais. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93

4.5 Tabela com os tempos de deteccao para os metodos de anti-ilhamento refe-

rentes aos resultados experimentais. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100

Lista de abreviaturas e siglas

ADC - Analog-to-Digital Converter (conversor analogico-digital)

AFD - Active Frequency Shift

AFDPF - Active Frequency Shift with Positive Feedback

AFDPCF - Active Frequency Shift with Pulsating Chopping Factor

ABNT - Associacao Brasileira de Normas Tecnicas

CA - Corrente Alternada

CC - Corrente Contınua

CI - Circuitos Integrados

CF - Chopping Factor

CNPQ - Conselho Nacional de Desenvolvimento Cientıfico e Tecnologico

DAQ - Data Acquisition

DSE - Departamento de Sistemas de Energia

DSP - Digital Signal Processor

FEEC - Faculdade de Engenharia Eletrica e de Computacao

FP - Fator de Potencia

GEFS - General Electric Frequency Shift

GEVS - General Electric Voltage Shift

HI - Harmonic Injection

IEEE - Institute of Electrical and Electronics Engineers

I/O - Input/Output (Entrada/saıda)

IEC - International Electrotechnical Commission

MPP - Maximum Power Point

MPPT - Maximum Power Point Tracking

NDZ - Non Detection Zone

PAC - Ponto de Acoplamento Comum

PCB - Printed Circuit Board (Placa de Circuito Impresso)

PJD - Phase Jump Detection

PLL - Phase Locked Loop

PSIM - Power Electronic Simulation Software

PV - Photovoltaic

PWM - Pulse Width Modulation

RLC - Resistencia, Indutor e Capacitor

RT - Real Time (Tempo Real)

SGD - Sistema de Geracao distribuıda

SFS - Sandia Frequency Shift

SMS - Slip-Mode Frequency Shift

STD - Standard

SVS - Sandia Voltage Shift

TDH - Taxa de distorcao harmonica

UNICAMP - Universidade Estadual de Campinas

USB - Universal Serial Bus

ZND - Zona de Nao Deteccao

Sumario

1 Introducao 20

1.1 Introducao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

1.2 Foco de estudo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

1.3 Objetivos e justificativa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

2 Modelagem do inversor para geracao fotovoltaica 24

2.1 Introducao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24

2.2 Primeiro estagio - conversor elevador de tensao . . . . . . . . . . . . . . . . 25

2.2.1 Relacao estatica entre as tensoes de entrada e saıda do conversor

CC-CC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26

2.2.2 Modelagem dinamica do conversor CC-CC . . . . . . . . . . . . . . 27

2.2.3 Projeto do controlador da tensao fotovoltaica para o convesor boost 34

2.3 Segundo estagio - inversor monofasico conectado a rede eletrica . . . . . . 38

2.3.1 Modelagem do inversor para a conexao a rede eletrica de distribuicao 39

2.3.2 Projeto dos controladores para o segundo estagio de conversao . . . 40

2.4 Phase-locked loop (PLL) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

3 Metodos de deteccao de ilhamento 49

3.1 Introducao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49

3.2 Zona de nao deteccao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50

3.3 Metodos locais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52

3.3.1 Metodos passivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52

3.3.2 Metodos ativos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56

3.4 Requisitos para a conexao de inversores a rede eletrica . . . . . . . . . . . 64

3.4.1 IEEE STD 1547 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

3.4.2 IEC 61727 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

3.4.3 IEEE STD 519-1992 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

3.4.4 IEEE STD 929-2000 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66

3.4.5 Padrao ABNT NBR IEC 62116 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66

3.5 Zona de nao deteccao para os metodos passivos . . . . . . . . . . . . . . . 67

3.6 Condicoes de teste para os metodos de deteccao de ilhamento . . . . . . . 68

4 Resultados 70

4.1 Introducao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70

4.2 Construcao dos dois sistemas monofasicos de dois estagios conectados a rede

eletrica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70

4.2.1 Estagio boost . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74

4.2.2 Estagio inversor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75

4.2.3 Inversor fotovoltaico monofasico de dois estagios conectado a rede

eletrica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76

4.3 Analise dos metodos de anti-ilhamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82

4.3.1 Um sistema fotovoltaico conectado ao PAC . . . . . . . . . . . . . . 83

4.3.2 Paralelismo de sistemas de geracao distribuıda no mesmo PAC . . . 94

4.3.3 Paralelismo de Sistemas de Geracao - Comunicacao entre inversores. 101

5 Conclusao 104

5.1 Trabalhos futuros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 105

5.2 Artigos publicados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 105

20

Capıtulo 1

Introducao

1.1 Introducao

A energia eletrica pode ser gerada por meio de varias fontes de energia. Essas

fontes sao, principalmente, a agua, o carvao, o vento e o sol. A Figura 1.1 ilustra a

geracao de energia eletrica global para diferentes fontes de energia. Observa-se que a

mais empregada continua a ser ainda o carvao. Ao ser queimado, o carvao produz grandes

quantidades de poluentes. O apelo para o aumento da producao de energia eletrica atraves

de fontes renovaveis, que emitem pouco ou nenhum poluente, cresce a cada ano [1].

Gás natural

Gás natural, maré,vento, etc.

Carvão Turfa

Nuclear

Biocombustíveis eresíduos

Bruto, NGL e matérias-primas

Hidro

Calor

Produtos petrolíferos

Geotérmica

Figura 1.1: Estatıstica da geracao de energia eletrica global para varias fontes de energiaentre 1973 a 2010. Fonte: Technology Roadmap. [1, 2]

O Brasil, por causa do seu potencial hıdrico, produz a maior parte de sua energia

eletrica por meio das hidreletricas. Entretanto, a cada ano que passa, aumenta a quanti-

dade de geracao eolica, proveniente dos ventos, e fotovoltaica, proveniente do Sol, o que

Capıtulo 1. Introducao 21

torna a matriz energetica do paıs ainda mais diversificada e sustentavel. A Figura 1.2

apresenta uma estatıstica sobre a geracao de energia eletrica brasileira. Nota-se que a

geracao de energia eletrica nacional e fortemente dependente do seu potencial hıdrico. As

outras fontes de energia representam uma parcela muito pequena [5].

Carvão Óleo Gás Nuclear Hidro Renováveis e resíduos Geotérmica/solar/vento

Figura 1.2: Estatıstica da geracao de energia eletrica brasileira para varias fontes de energiade 1973 a 2010. Fonte: Technology Roadmap. [1, 2]

A inclusao de novas fontes renovaveis de energia na matriz energetica mundial

e motivada pela preocupacao global sobre as emissoes de CO2 pelo uso de combustıveis

fosseis, escassez de energia e substituicao de fontes nao renovaveis. Os sistemas de energia

eletrica sao caracterizados, principalmente, pelo uso de geradores centralizados, que estao

muito distantes dos centros urbanos [2].

Por causa da distancia entre os geradores e os centros de consumo, sao necessarios

altos investimentos com redes de transmissao para que a energia chegue aos consumidores.

Uma forma de diminuir a dependencia que os centros urbanos tem dos sistemas de gera-

cao centralizada e a inclusao de sistemas de geracao descentralizada, tambem chamados

de sistemas de geracao distribuıda (SGDs) ou sistemas grid-tie. Esses incluem tecnologias

de geracao de pequena escala que sao conectados a rede eletrica, permitindo que os con-

sumidores produzam uma parte ou toda energia de que necessitam. A energia produzida

em excesso e injetada na rede eletrica, o que permite a reducao da carga media que a

concessionaria precisa fornecer para os seus consumidores [6].

Os SGDs produzem energia eletrica somente quando a sua fonte energetica base

esta disponıvel, em alguns momentos, o consumidor conectado ao sistema eletrico de po-

tencia recebe energia apenas da concessionaria. Esses sistemas sao caracterizados por

estarem proximos das unidades consumidoras. Em geral, os SGDs estao ligados em tensao

de distribuicao seja na media tensao da ordem de 13800 V, 6600 V, 4000 V ou 2400 V, ou


na baixa tensao da ordem de 127 ou 220 V [4].

As principais formas de SGDs encontrados sao os sistemas fotovoltaicos e eoli-

cos, porem ainda representam um percentual muito pequeno da energia produzida quando

comparada com as hidreletricas. A capacidade de geracao instalada no Brasil inclui 77 GW

de hidreletricas, 5,2 GW de eolicas e uma quantidade ainda desprezıvel para as fotovol-

taicas. A geracao distribuıda de eletricidade vem ganhando visibilidade apos a aprovacao

da resolucao numero 482 da ANEEL em 17 de abril de 2012, que permite a conexao de

sistemas distribuıdos as redes de baixa e media tensao.

1.2 Foco de estudo

O aumento dos sistemas grid-tie conectados a rede eletrica traz alguns problemas

que devem ser sanados. Um deles e o problema de ilhamento de uma parte da rede eletrica

quando ocorre alguma falha na rede principal (abertura de um disjuntor ou uma falha

qualquer na rede eletrica). Este ilhamento consiste na situacao em que um conjunto de

SGDs de baixa potencia continua a injetar energia na rede eletrica mesmo quando esta nao

estiver funcionando. Para que isso ocorra, e necessario que tenha uma grande quantidade

de SGDs, pois as potencias ativa e reativa do conjunto de SGDs tem que se igualar quase

perfeitamente com a potencia consumida pelas cargas conectadas no ponto de acoplamento

comum. Para sistemas de alta potencia esse problema nao ocorre visto que os sistemas

supervisorios empregados nesses sistemas impedem que a usina de energia fique isolada [4].

A probabilidade de ocorrerem condicoes de ilhamento e muito pequena, porem

e de extrema importancia detecta-las. O principal motivo e o perigo que pode ser pro-

porcionado aos funcionarios da concessionaria, que podem nao notar que uma parte da

rede eletrica pode estar energizada mesmo quando a rede eletrica principal nao estiver

funcionando, oferecendo riscos a vida. O sistema ilhado pode estragar os equipamentos

dos consumidores, pois a concessionaria nao consegue garantir a qualidade da energia

fornecida dentro da ilha energizada. Outro problema e no religamento automatico, que

pode potencialmente causar danos aos geradores, devido a transitorios eletromecanicos,

e aos demais componentes da rede eletrica. Por esses motivos, os SGDs devem detectar

o ilhamento e imediatamente parar de injetar potencia na rede eletrica. A deteccao de

ilhamento e alcancada por meio de metodos que utilizam algum parametro do sistema ou

da rede eletrica para determinar o isolamento do SGD. O tempo de resposta do metodo

depende apenas do algoritmo empregado.

1.3 Objetivos e justificativa

Os objetivos deste trabalho consistem no estudo e na analise de tecnicas de detec-

cao de ilhamento e de inversores para sistemas de geracao distribuıda. Foram modelados,


simulados e construıdos dois sistemas fotovoltaicos com inversor monofasico de dois esta-

gios conectados a rede eletrica. Tecnicas de deteccao de ilhamento foram implementadas

e testadas nesses inversores. Para melhorar o desempenho dos metodos analisados, foram

incluıdos recursos de comunicacao entre inversores. Esse aspecto e importante para melho-

rar a resposta do metodo e reduzir a zona de nao deteccao para os dois inversores operando

em paralelo. As tecnicas estudadas tiveram o seu desempenho avaliado de acordo com os

criterios de teste do padrao ABNT NBR IEC 62116.

24

Capıtulo 2

Modelagem do inversor para geracao

fotovoltaica

2.1 Introducao

Este capıtulo descreve o inversor fotovoltaico monofasico de dois estagios conec-

tado a rede eletrica que foi implementado neste trabalho. O inversor de conexao a rede

eletrica, apresentado na Figura 2.1, e composto por um estagio CC-CC (conversor boost),

que funciona como uma interface entre o conjunto fotovoltaico e o segundo estagio de con-

versao CC-CA. O controle utilizado no primeiro estagio consiste em um controlador tipo

2, responsavel pelo controle da tensao de entrada do conversor boost [7, 8].

A tensao de referencia da entrada do estagio CC-CC e dada por um algoritmo

de MPPT (maximum power point tracking) que busca o ponto de maxima potencia do

conjunto fotovoltaico. Para este trabalho, foi usado o metodo de MPPT de perturbacao e

observacao (P&O) por ser um dos mais empregados na literatura [9, 10]. Para conectar o

estagio CC-CC ao segundo estagio de conversao, e necessario um capacitor, denominado

elo CC ou barramento CC. O segundo estagio, um inversor CC-CA em ponte completa, e

responsavel por manter a tensao constante desse barramento CC e controlar a corrente de

saıda do sistema [11].

Foram usadas duas malhas de controle para o inversor, uma para controlar a

tensao de entrada no barramento CC e outra para o controle da corrente de saıda. O

controlador de tensao e baseado em um compensador PI e fornece a amplitude da corrente

de saıda do inversor. O controlador de corrente do inversor e baseado em um compensador

P ressonante e controla a corrente que esta sendo injetada no ponto de acoplamento comum

na rede eletrica. Cada parte do sistema e descrita em detalhes nas proximas secoes.

Capıtulo 2. Modelagem do inversor para geracao fotovoltaica 25

Conjuntofotovoltaico

Lpv Linv

Vcc

Vpv

Redeelétrica(127V)

Estágio Boost Estágio Inversor

RL

Isgd2

Igrid

Ipv

+

-v

MPPTControle detensão Vpv

Vpv*

S1

A/D

S5 +

-v

Controle detensão Vcc

Controle decorrente Isgd2

PLL

S2

S5

S3 S4

S1

S2 S4

S3

+

-v

+

-v

Vgrid

Proteções de sobre esub frequência

Relé 1

Relé 2 Disjuntor 1

Vpv_d

A/D

A/DA/DA/DA/D

Vgrid_d

Isgd2_d

Vcc_d

Ipv_d

Vpv_d

fgrid

Proteções de sobre/subtensão e sobre/sub corrente

Zgrid1 : 6

Transformador

Figura 2.1: Inversor fotovoltaico monofasico de dois estagios conectado a rede eletrica eseus sistemas de controle.

2.2 Primeiro estagio - conversor elevador de tensao

Para sistemas fotovoltaicos, existem varias topologias de conversores CC-CC en-

contradas na literatura. A melhor escolha depende das caracterısticas de projeto como,

por exemplo, os nıveis de tensao de entrada e saıda do conversor, necessidade de isolacao

galvanica e se o conversor ira trabalhar no modo contınuo ou descontınuo.

O primeiro estagio usado neste trabalho e um conversor CC-CC mostrado na

Figura 2.2. O conversor boost proporciona varias vantagens tais como baixo custo e baixa

complexidade, alem de ser amplamente usado e de facil controle quando comparado as

outras topologias de conversores CC-CC.

O conversor fornece uma tensao de saıda maior do que a tensao de entrada, traba-

lhando como um conversor elevador de tensao. O indutor Lpv e responsavel por armazenar

a energia que sera entregue a saıda (Vcc) e filtrar a corrente de entrada (ILpv), o que permite

o decrescimo da ondulacao (ripple) de corrente. Sua corrente de saıda (ID1) e pulsada de-

vido ao diodo D1. Tanto o diodo quanto o transistor suportam uma tensao igual a tensao

de saıda [12].

Figura 2.2: Conversor boost.


2.2.1 Relacao estatica entre as tensoes de entrada e saıda do

conversor CC-CC

Para encontrar a relacao estatica entre as tensoes de entrada e saıda do conversor

e necessario o estudo detalhado de cada componente que o compoe. Esse estudo toma

como base as variaveis medias do circuito [13]. A Figura 2.2 mostra a topologia boost.

Quando T1 esta conduzindo, o indutor Lpv e carregado e o diodo D1 esta aberto.

Quando T1 deixa de conduzir, a energia armazenada no indutor e a da entrada sao

transferidas a saıda. O capacitor de saıda, com tensao Vcc considerada constante, recebe

energia atraves do diodo D1. A relacao estatica e derivada da tensao no indutor de entrada

do conversor, mostrada na Figura 2.3, onde T e o perıodo de chaveamento e S1 e o sinal

na porta do transistor T1 [14].

0

1

0

1

00

t

t

00t

ont offt

LpvV T

T

T

1S

dT

dT

dT

A1

A2

00t

T1V

T

ccV

dT

minLpv

ID

Dt

LpvI

LpvpicoI

LpvI

Figura 2.3: Formas de onda da tensao e da corrente no indutor Lpv e da tensao no transistorT1.

Quando o transistor T1 esta conduzindo, a tensao atraves do indutor e descrita


pela equacao (2.1).

VLpv − Vpv = 0 (2.1)

Isolando VLpv , a equacao passa a ser:

VLpv = Vpv (2.2)

Quando T1 nao esta conduzindo, o conversor e representado pelas equacoes (2.3)

e (2.4). O estagio de saıda recebe a energia do indutor e da fonte de entrada.

VLpv + Vcc − Vpv = 0 (2.3)

Isolando VLpv , a equacao se torna:

VLpv = −(Vcc − Vpv) (2.4)

As equacoes (2.2 e 2.4) sao usadas para determinar o ciclo de trabalho do conver-

sor. Quando o conversor elevador de tensao esta em regime permanente, a tensao media

em cima do indutor e nula. Portanto, as integrais de VLpv quando o transistor esta ligado

e desligado sao iguais. Esta relacao esta descrita pela equacao (2.5) [15].

VpvδT = (Vcc − Vpv)T (1− δ) (2.5)

Organizando a equacao acima, a relacao estatica representada pela equacao (2.6)

e encontrada.

Vcc

Vpv

=1

(1− δ)(2.6)

2.2.2 Modelagem dinamica do conversor CC-CC

O metodo de variaveis medias e empregado para encontrar a funcao de transfe-

rencia que descreve o modelo dinamico da tensao de entrada do conversor com relacao a

variavel de controle. A vantagem dessa abordagem e a eliminacao das componentes de alta

frequencia, o que permite analisar o funcionamento natural do sistema em baixa frequen-

cia [16]. A modelagem dinamica e necessaria para o projeto do controlador. Nesta secao

tambem e apresentado o dimensionamento dos componentes armazenadores de energia do

conversor [17,18].


Funcao de transferencia do primeiro estagio

O circuito equivalente de Thevenin que modela o conjunto fotovoltaico foi usado

para encontrar a funcao de transferencia para o conversor boost. A Figura 2.4 ilustra essa

topologia. O modelo e apenas valido no ponto de operacao (linearizacao) escolhido para

o conjunto fotovoltaico [19].

pvC

pvcI

Figura 2.4: Modelo Thevenin que representa o circuito linear equivalente do dispositivofotovoltaico alimentando o conversor boost.

Aplicando-se a lei das tensoes de Kirchhoff ao laco 1 do modelo linear do dispositivo

fotovoltaico obtem-se a expressao a seguir:

− Veq + IpvReq + Vpv = 0 (2.7)

Isolando-se a corrente fotovoltaica, a equacao anterior pode ser escrita como:

Ipv =Veq − Vpv

Req

(2.8)

Aplicando-se a lei das tensoes de Kirchhoff ao laco 2, que inclui o indutor, a

equacao (2.9) e encontrada.

− Vpv + VLpv + VT1 = 0 (2.9)

Substituindo (1-δ) por D, a equacao referente a tensao do indutor VL = Lpvdi/dt

e a equacao (2.6) em (2.9), encontra-se:

Lpv

dILpv(t)

dt+ VccD − Vpv = 0 (2.10)

Aplicando-se a lei das correntes de Kirchhoff ao no 1, obtem-se:

Ipv = ILpv + Icpv (2.11)


Inserindo a equacao do capacitor Icpv = CpvdV/dt, juntamente com a equacao

(2.8) em (2.11), a seguinte relacao pode ser encontrada:

iLpv =Veq − Vpv

Req

− CpvdVpv(t)

dt(2.12)

Ao substituir (2.12) em (2.10), tem-se:

Lpvd

dt(Veq − Vpv

Req

− CpvdVpv

dt) + VccD − Vpv = 0 (2.13)

Considerando o metodo de pequenas perturbacoes, a tensao Veq do modelo linear

do conjunto fotovoltaico e vista como uma perturbacao, podendo ser desprezada [15]. Essa

simplificacao possibilita a simplificacao da equacao:

− Lpv

Req

dVpv

dt− LpvCpv

d2Vpv

dt+ VccD − Vpv = 0 (2.14)

Aplicando a transformada de Laplace, obtem-se:

− Lpv

Req

sVpv(s)− LpvCpvs2Vpv(s) + VccD(s)− Vpv(s) = 0 (2.15)

Tendo o ciclo de trabalho como entrada da funcao de transferencia e a tensao

fotovoltaica (Vpv) do conversor boost como a saıda, a funcao de transferencia e dada por:

Vpv(s)

D(s)= − Vcc

s2 + s 1ReqCpv

+ 1LpvCpv

(2.16)

O conversor boost tambem pode ser representado pelo modelo de espaco de esta-

dos. Podem-se considerar duas variaveis de estado para o conversor boost. As variaveis

sao a tensao no capacitor de entrada (Vpv) e a corrente no indutor (ILpv) e estao descritas

pelas equacoes (2.17), (2.18) e (2.19).

dVpv(t)

dt=

Veq

ReqCpv

− Vpv

ReqCpv

−ILpv

Cpv

(2.17)

dILpv(t)

dt=

Vcc

Lpv

D +Vpv

Lpv

(2.18)

dVpv(t)

dt

dILpv (t)

dt

=

− 1ReqCpv

1Cpv

1Lpv

0

Vpv

ILpv

+

0

Vcc

D (2.19)

Dimensionamento do indutor de entrada do conversor boost

O primeiro elemento a ser dimensionado e o indutor. Este atua como filtro, o que

permite minimizar as variacoes que ocorrem na corrente em torno de seu valor medio. A


corrente projetada que passa pelo indutor pode fazer com que o conversor estatico funcione

em tres modos distintos: modo de conducao contınuo (MCC), crıtico e descontınuo(MCD).

A escolha do modo de funcionamento depende exclusivamente da aplicacao desejada [20].

Para calcular o valor da indutancia, foram usados dois parametros. O primeiro pa-

rametro leva em consideracao o projeto do indutor a partir do modo de operacao contınuo.

O segundo e a ondulacao da corrente (∆ILpv) de Lpv, na entrada do conversor elevador de

tensao. Para o calculo foram usadas as formas de onda de tensao e corrente mostradas na

Figura 2.3. A tensao de entrada esta representada pela tensao fotovoltaica Vpv e a tensao

de saıda por Vcc.

Quando o transistor esta conduzindo (0 ≤ t ≤ ton), a equacao (2.20) e encontrada.

O parametro ∆ILpv corresponde a diferenca entre as correntes mınima e maxima no indutor

que ocorrem no intervalo ∆t = ton.

Vpv = Lpv

∆ILpv

∆t(2.20)

Substituindo ∆t por δT , tem-se:

δT =Lpv∆ILpv

Vpv

(2.21)

Quando o transistor deixa de conduzir em (δT ≤ t ≤ T ) e sabendo que nesse

intervalo ∆t = T − δT , obtem-se:

Vcc − Vpv =Lpv∆ILpv

T (1− δ)(2.22)

Rearranjando a equacao (2.22):

T (1− δ) =Lpv∆ILpv

Vcc − Vpv

(2.23)

Sabendo que o perıodo de comutacao do transistor e composto pela soma de ton

e toff e e o inverso da frequencia, tem-se:

T =1

fchav= δT + T (1− δ) =

Lpv∆ILpv

Vpv

+Lpv∆ILpv

Vcc − Vpv

(2.24)

Isolando a variavel de interesse Lpv:

Lpv =Vpvδ

fs∆ILpv

(2.25)

Vale lembrar que esta equacao e valida apenas para o modo de conducao contınua.

Deve-se determinar o mınimo valor para a indutancia para garantir que o conversor boost

esteja no MCC. Para isso sao utilizadas a tensao e a corrente mostradas na Figura 2.5.

Para que o conversor opere no limiar, ou seja, no modo de conducao crıtico, a


Figura 2.5: Tensao e corrente no indutor durante a operacao do conversor boost no modo deconducao crıtico.

variacao da corrente pelo indutor precisa ser o dobro do valor medio da corrente.

∆ILpv = 2ILpvL(2.26)

No modo de conducao crıtico o valor de pico da corrente coincide com a variacao

de corrente pelo indutor (∆ILpv = ILpvpico) e ela e encontrada pela seguinte equacao:

ILpvpico=

VpvδT

Lpv

(2.27)

Substituindo (2.27) em (2.26), e desenvolvendo e resolvendo as equacoes algebricas,

encontra-se a corrente limite:

ILpv =VpvδT

2Lpv

(2.28)

Utilizando a equacao (2.6) e a rearranjando, colocando a tensao de entrada em

funcao do ciclo ativo e inserindo-a na equacao (2.28), tem-se:

ILpv =Vcc(δ − δ2)

2fchavLpv

(2.29)

O valor do ciclo de trabalho ativo que gera um valor de corrente limite maxima

e encontrado atraves da derivada parcial da corrente limite pelo ciclo ativo da equacao

(2.29). Essa afirmacao garante a maxima ondulacao da corrente do indutor em um modo

de conducao crıtico.

∂ILpv

∂δ= δ − δ2 = 0 (2.30)

δ = 0, 5 (2.31)

Optou-se pelo uso de um indutor com indutancia de 5mH, o que garantiu uma

pequana ondulacao e a operacao do conversor no modo de conducao contınua. A frequencia


de chaveamento para o conversor boost e de fchav = 20 kHz, escolhida com base nas

caracterısticas das chaves semicondutora empregadas. A tensao fotovoltaica de maxima

potencia adotada e de Vpvmpp = 30 V e o valor medio para a corrente ILpv e de 9A, que esta

um pouco acima da corrente de curto circuito do cojunto fotovoltaico, o que proporciona

uma margem de seguranca de projeto [15]. Com esses parametros e possıvel encontrar a

ondulacao de corrente ∆ILpv com a equacao (2.25).

∆ILpv =Vpvδ

fsLpv

=30 · 0, 5

5m · 20000= 0, 15A (2.32)

Dimensionamento do capacitor de entrada do conversor boost

Para controlar a tensao de saıda do conjunto fotovoltaico, e necessaria a inclusao

de um capacitor na entrada do conversor boost. Na realidade, o que esta sendo controlada

e a tensao em cima do capacitor Cpv. O controle de tensao e preferıvel ao controle de

corrente, pois a tensao fotovoltaica sofre menos variacoes do que a corrente fotovoltaica

quando a irradiancia se altera.

Para o calculo da capacitancia utilizam-se as formas de onda apresentadas na

Figura 2.6, onde ILpv e a corrente media no indutor, ILpvmaxe a corrente maxima no

indutor, ILpvmine a corrente mınima no indutor, ic e a corrente no capacitor e Ipv representa

a corrente fotovoltaica.


Figura 2.6: Tensoes e correntes no indutor e no capacitor.

A corrente no capacitor e a diferenca entre a corrente fotovoltaica e a corrente que

passa pelo indutor (ic = Ipv − ILpv). Para encontrar a variacao da corrente no capacitor,

basta calcular as areas representadas por A1 e A2:

∆Vc =1

Cpv

∫ t2

t1

ic dt =1

Cpv

(Ipv − ILpvmin)

2

(ton + toff )

2(2.33)

Sabendo que ∆ILpv/2 = Ipv − ILpvmine ton + toff = 1/fchav, e reorganizando a

equacao, encontra-se a variacao da corrente no capacitor:

∆Vc =∆ILpv

Cpv · 8 · fchav(2.34)

Adotando o capacitor Cpv = 1000µF e o mesmo valor da ondulacao que foi en-

contrado no dimensionamento do indutor, tem-se o valor da ondulacao ∆Vc.

∆Vc =∆ILpv

Cpv · 8 · fchav=

0, 15

1000µ · 8 · 20000= 0, 0009V (2.35)


2.2.3 Projeto do controlador da tensao fotovoltaica para o con-

vesor boost

O controle do conversor boost aplicado a sistemas fotovoltaicos normalmente tem

o objetivo de controlar a tensao fotovoltaica (Vpv) de entrada ou a corrente que passa pelo

indutor. Prefere-se controlar a tensao do conjunto fotovoltaico, pois a tensao e a variavel

que sofre menos perturbacoes durante o funcionamento do sistema.

O controle da corrente sofre perturbacoes rapidas, o que forca, de forma mais

intensa, as chaves semicondutoras do conversor [15, 21]. Por este motivo, o parametro

controlado neste trabalho e a tensao de entrada do conversor. Optou-se pelo metodo de

controle tipo 2 que se baseia na metodologia que utiliza o fator kven [22]. Na proxima

secao e descrito o projeto do controlador.

Projeto do controlador para o conversor boost

A escolha do controlador depende da aplicacao. Neste trabalho foi escolhido o

controlador tipo 2 que proporciona uma boa resposta para o controle da tensao de entrada

do conversor boost. Isso e alcancado pela presenca de um zero e dois polos em sua funcao

de transferencia [22]. Um polo se encontra na origem, o que proporciona uma boa resposta

dinamica. O controlador pode sofrer uma defasagem entre - 90° e 0°. Alem de apresentar

um ganho AV em CC que pode melhorar a faixa de resposta [23]. Para implementa-lo e

necessario seguir alguns passos [24].

O primeiro passo consiste na escolha da frequencia de corte desejada em malha

fechada. Esta, por sua vez, para evitar qualquer perturbacao gerada pelo chaveamento

sobre o sinal de controle, deve ser inferior a 1/5 da frequencia de chaveamento. Para o

primeiro estagio a frequencia de corte selecionada e de 98, 2 Hz. A Figura 2.7 apresenta

o diagrama de Bode da funcao de transferencia do conversor boost que esta representada

pela equacao (2.36). Os parametros usados para a funcao de transferencia do conversor

boost sao: tensao de saıda, Vcc = 30V , resistencia equivalente, Req = 1Ω, capacitor,

Cpv = 1000µF e indutor, Lpv = 5mH. A margem de fase que corresponde a essa frequencia

de corte e 23, 5° [13].

Gboost =1, 2 · 107

s2 + 1000s+ 2 · 105(2.36)

O segundo passo consiste na obtencao da margem de fase. Idealmente, ela deve

estar entre 30°a 90°graus. A margem de fase escolhida e de 60°. Sendo assim, e necessario

que o controlador faca um avanco de fase no sistema para alcancar a margem de fase

desejada. O terceiro passo leva em conta a determinacao do ganho do compensador. Isso

e feito a partir da frequencia de corte e do ganho da planta em malha aberta. O ganho

do controlador deve levar a planta a um ganho unitario em malha aberta na frequencia de


−60

−40

−20

0

20

Mag

nitu

de (

dB)

System: Conversor_boostFrequency (Hz): 98.2Magnitude (dB): 19.4

100

101

102

103

104

−180

−135

−90

−45

0

Pha

se (

deg) System: Conversor_boost

Frequency (Hz): 98.2Phase (deg): −106

Bode DiagramGm = Inf dB (at Inf Hz) , Pm = 23.5 deg (at 380 Hz)

Frequency (Hz)

Figura 2.7: Grafico de Bode das respostas em frequencia da funcao de transferencia doconversor boost em malha aberta.

corte selecionada.

O proximo passo consiste no calculo do avanco de fase requerido pelo sistema. Usa-

se a formula (2.37), onde α e o avanco de fase requerido, M a margem de fase desejada e

P e a defasagem provocada pelo sistema [13].

α = M − P − 90° (2.37)

Por ultimo, e feito o calculo do fator k pela equacao (2.38). Para o controlador

tipo 2, o zero e movido por um fator kven que se encontra abaixo da frequencia de corte,

enquanto o polo fica um fator kven acima da frequencia de corte. Portanto, esta frequencia

consiste na media geometrica entre as posicoes dos polos e zeros. O pico do avanco de fase

ocorrera na fc, o que proporciona uma melhora na margem de fase.

kven = tg(α

2+

π

4) (2.38)

A funcao de transferencia para o compensador tipo 2 esta representada por (2.39).

Como foi descrito anteriormente, este controlador tem dois polos e um zero, sendo um polo

na origem. A frequencia de ocorrencia do zero e quando a impedancia de R2 se aproxima

do valor da impedancia de C1. A frequencia na qual o polo ocorre e quando a reatancia

de C2 e igual em magnitude a impedancia de R2. O par polo e zero cria uma regiao de

ganho zero que consiste em uma regiao de mudanca de fase reduzida.


Ctipo2 =1 + sC1R2

sR1(C1 + C2 + sR2C1C2)(2.39)

Para calcular os valores de R2, C1, C2 basta utilizar as equacoes a seguir. O

valor de R1 pode ser escolhido arbitrariamente com valores baixos caso a planta seja de

alta potencia e baixa tensao ou valores altos caso a mesma seja de baixa potencia e alta

tensao. Porem, seu valor nao pode ser muito baixo, pois os valores dos capacitores ficam

muito altos. A escolha de valores altos de capacitores aumenta o custo de implementacao

do projeto.

C2 =1

2πfcGkvenR1

(2.40)

C1 = C2 · (k2ven − 1) (2.41)

R2 =kven

2πfcC1

(2.42)

A funcao de transferencia para o controlador tipo 2 foi calculada com base nos

parametros mostrados na Tabela 2.1. Foi incluıda no projeto do controlador a amplitude da

onda triangular (Vs = 2V ). A funcao de transferencia para o controlador esta representada

pela equacao (2.43).

Tabela 2.1: Parametros usados para o controlador tipo 2

Tabela

Parametro Valor

R1 20000Ω

kven 8,14434

C2 9,2857 ·10−8F

C1 6,0664·10−6F

R2 2,1759·103Ωfc 98,2Hz

G 0,1072

Vs 2V

Ctipo2 =0, 0132s+ 1

2, 451 · 10−5s2 + 0, 1232s(2.43)

O diagrama de bode para o compensador tipo 2 esta ilustrado na Figura 2.8.


−60

−40

−20

0

20

40

Mag

nitu

de (

dB)

100

101

102

103

104

105

−90

−45

0

Pha

se (

deg)

Bode DiagramGm = Inf , Pm = 96.1 deg (at 8.17 rad/s)

Frequency (rad/s)

Figura 2.8: Diagrama de Bode para o compensador tipo 2.

A equacao (2.44) descreve a planta com o controlador tipo 2 em malha aberta. A

Figura 2.9 ilustra a funcao de transferencia do controlador boost compensada pelo contro-

lador tipo 2. E possıvel perceber que a margem de fase e a frequencia de corte desejadas

foram alcancadas.

Gcompensada =1, 584 · 105 + 1, 2 · 107

4, 903 · 10−5s4 + 0, 2954s3 + 256, 2s2 + 4, 927 · 104s(2.44)


−200

−150

−100

−50

0

50

100

Mag

nitu

de (

dB)

System: G_compensado_tipo_2Frequency (Hz): 98.2Magnitude (dB): −0.0712

100

101

102

103

104

105

106

−270

−225

−180

−135

−90

−45

Pha

se (

deg)

System: G_compensado_tipo_2Frequency (Hz): 98.2Phase (deg): −120

Bode DiagramGm = 18.7 dB (at 348 Hz) , Pm = 59.7 deg (at 98.2 Hz)

Frequency (Hz)

Figura 2.9: Diagrama de Bode para o controlador tipo 2 em cascata com a funcao de transfe-rencia do conversor boost em malha aberta.

2.3 Segundo estagio - inversor monofasico conectado

a rede eletrica

Para que a energia fornecida pelo conjunto fotovoltaico e processada pelo estagio

CC-CC seja enviada a rede eletrica e necessario um outro estagio que faz a conversao

da energia em corrente contınua gerada pelo conjunto fotovoltaico em corrente alternada.

O estagio CC-CA e responsavel por injetar corrente em sincronismo com a rede de dis-

tribuicao. O conversor usado para o segundo estagio de conversao consiste no inversor

monofasico em ponte completa mostrado na Figura 2.10.

O inversor e composto por 4 IGBTs, um filtro indutivo de saıda e um banco

de capacitores na entrada, denominado barramento CC. Para a obtencao da funcao de

transferencia do inversor, as modelagens dinamicas tanto do elo CC quanto do inversor

monofasico em ponte completa precisam ser obtidas. A modelagem e utilizada para o

projeto dos controladores que sao usados para o controle da energia a ser transferida a

rede eletrica. Para o acionamento dos IGBTs S1, S2, S3 e S4, a tecnica de modulacao em

largura de pulso com modulante senoidal (MLP) e aplicada.

Para o sincronismo do inversor fonte de corrente com a rede eletrica, e utilizada a

tecnica de sincronismo chamada de PLL (Phase Locked Loop), que proporciona a referencia

de fase da rede eletrica para o controlador responsavel pelo acionamento das chaves do

inversor. Nesta secao sao descritas as partes integrantes do conversor e seu controle.


2.3.1 Modelagem do inversor para a conexao a rede eletrica de

distribuicao

Para encontrar a funcao de transferencia do conjunto inversor mais o filtro da

rede, e necessaria a analise do inversor em ponte completa apresentado na Figura 2.10.

Linv RL

S1

S2 S4

S3

Vgrid0Iinv

Vgrid1

Vgrid2

Vt1

Vt2

Vcd/2

Vcd/2

+

-

+

-

Vt

+

-

+

-Malha 1

Figura 2.10: Inversor monofasico em ponte completa conectado a rede eletrica.

A tensao de entrada foi dividida em duas fontes, sendo utilizada como referencia

de terra o ponto medio entre elas. As tensoes Vt1 e Vt2 representam as tensoes nos terminais

de saıda do inversor [14]. As tensoes Vgrid1 e Vgrid2 sao as tensoes nos terminais do lado da

rede eletrica [25]. As seguintes relacoes sao encontradas:

Vt1 = −Vt2 (2.45)

Vt2 = Vgrid2 (2.46)

Vgrid = Vgrid1 − Vgrid2 (2.47)

Para encontrar a funcao de transferencia, basta aplicar a lei das tensoes de Kir-

chhoff na malha do inversor que engloba o filtro, a tensao da rede e as tensoes nos terminais

de saıda do conversor CC-CA. A equacao encontrada esta representada por (2.48) [25].

IinvRL + LdIinvdt

+ Vgrid1 − Vgrid2 + Vt2 − Vt1 = 0 (2.48)

Susbtituindo (2.45) e (2.47) em (2.48), tem-se:

IinvRL + LdIinvdt

+ Vgrid − 2Vt1 = 0 (2.49)

A tensao da rede eletrica e vista como uma perturbacao, podendo ser desprezada

pelo uso do feedforward na malha de controle. O acrescimo do feedforward possibilita

incluir realimentacoes que permitem o desacoplamento da tensao da rede eletrica da malha


de controle. Rearrumando a equacao (2.49) e colocando a corrente do inversor como saıda

e a tensao Vt1 como entrada, a seguinte relacao e encontrada:

Iinv(s)

Vt1(s)=

2

Linvs+RL

(2.50)

Para o controle do inversor, e utilizada a funcao de transferencia representada

por (2.50). Apenas um braco do inversor em ponte completa e controlado; o outro braco

recebe os sinais complementares. Para o projeto do filtro de saıda, foi usado um indutor de

5 mH, que possui uma resistencia interna em torno de 0, 2 Ω. Substituindo esses valores

em (2.50), a equacao (2.51) e obtida. A Figura 2.11 ilustra o diagrama de Bode para a

funcao de transferencia do inversor monofasico em ponte completa [25].

Iinv(s)

Vt(s)=

2

0, 005s+ 0, 2(2.51)

−10

−5

0

5

10

15

20

Mag

nitu

de (

dB)

100

101

102

103

−90

−45

0

Pha

se (

deg)

Bode DiagramGm = Inf , Pm = 95.7 deg (at 398 rad/s)

Frequency (rad/s)

Figura 2.11: Diagrama de Bode para a funcao de transferencia do inversor monofasico em pontecompleta.

2.3.2 Projeto dos controladores para o segundo estagio de con-

versao

O projeto dos controladores para inversores conectados a rede eletrica que sao im-

plementados com dois estagios de conversao pode se basear em duas abordagens: controle

de corrente e MPPT, mostrado na Figura 2.12, ou controle do elo CC e de corrente, Figura

2.13. Neste trabalho, adotou-se o controle do elo CC e controle de corrente por ser o mais


empregado na literatura em sistemas fotovoltaicos [26,27].


Linv RL

ConversorBoost

Inversor

Controladorde tensão

VpvIpv

Rede elétrica

ControladorMPPT

Controladorde corrente

PLL

Vcc

Vgrid

i*

igrid

+

-

Cpv Ccc

I

Figura 2.12: Diagrama do segundo estagio de conversao, usando a estrategia de controle efetuadacom base no MPPT e corrente de saıda.


Linv RL

ConversorBoost

Inversor

ControladorMPPT

VpvIpv

Rede elétrica

Controladorde corrente

Controladorde tensão

PLLVcc

Vgrid

Vcc*i*

igrid+

-+ -

Cpv Ccc

I

Figura 2.13: Diagrama do segundo estagio de conversao, usando a estrategia de controle efetuadacom base na tensao do elo CC e corrente de saıda.

O balanco de potencia na entrada e na saıda do inversor e empregado o controle de

tensao do elo CC. Durante o dia, na presenca da luz solar, o primeiro estagio de conversao

aproveita a maxima energia do conjunto fotovoltaico e a transfere para o capacitor de

desacoplamento. A medida que o capacitor vai se carregando, sua tensao se eleva, fazendo

com que o controlador aumente a amplitude de corrente de referencia para o controle de

corrente e, assim, abaixar a tensao novamente.

Entretanto, durante a noite, sem a presenca de irradiancia, ou quando ha baixa

producao de energia, insuficiente para manter a tensao no elo CC, o inversor consome


energia da rede eletrica para mante-lo carregado. O controlador usado e baseado no

compensador proporcional e integral (PI), que processa o erro entre a tensao de referencia

e a tensao medida no capacitor. Com essas informacoes e possıvel, atraves do erro gerado,

obter a amplitude necessaria para o controle de corrente, que por sua vez e baseado em um

compensador proporcional ressonante (Pressonante). A referencia de corrente para esse

controlador e derivada da saıda do controlador de tensao multiplicado pela saıda do PLL,

que fornece uma senoide unitaria. Por fim, a corrente de referencia e comparada com a

corrente medida nos terminais de saıda do inversor. O erro entre as duas e processado

pelo controlador de corrente e aplicado ao PWM para que os sinais de controle, aplicados

aos transistores, sejam gerados. As proximas secoes sao dedicadas ao projeto dos dois

controladores usados para o segundo estagio de conversao.

Projeto do controlador de corrente do inversor monofasico

Inversores para sistemas conectados a rede eletrica se comportam como fontes

de corrente. Sendo assim, o controlador a ser modelado precisa ser capaz de seguir o

sinal de referencia senoidal [28]. Um controlador muito usado e o proporcional ressonante

(Pressonante) que garante ao sistema erro nulo em regime permanente para este tipo de

entrada [29]. A funcao de transferencia deste controlador esta representado por (2.52):

Cc(s) = P +Res = kp +2 · ki · ss2 + ω2

0

(2.52)

A frequencia de ressonancia fres a ser escolhida e a mesma da rede eletrica. No

Brasil, a frequencia de operacao e de 60 Hz e a velocidade angular ω0 e de 377 rad/s. Para

encontrar os valores dos ganhos kp e ki, tem-se que recorrer as equacoes (2.53) e (2.54).

kp =2 · ξ · ωn · L−RL

2(2.53)

ki =ω2n · L2

(2.54)

Para calcular os ganhos, sao necessarios o coeficiente de amortecimento ξ (2.55) e

da frequencia natural ωn (2.56).

ξ =−ln(Mp)√π2 + ln2(Mp)

(2.55)

ωn =4

ξ · ts(2.56)

Onde, Mp e o maximo sobressinal estipulado no projeto e ts representa o tempo

de acomodacao do sinal. Para encontrar o valor de ξ, foi estipulado que o valor do maximo

sobressinal seja de 5 %. Aplicando a equacao (2.55), o valor encontrado e de ξ = 0, 6901.


Para calcular o valor de ts precisa-se da constante de tempo da planta. Esta emprega o

valor da indutancia e da resistencia do indutor de saıda do inversor. Atraves da equa-

cao T = L/RL, sendo que a indutancia de 5m H e a resistencia de 0, 2 Ω, encontra-se

T = 0, 025 s [15, 25].

A funcao do controlador consiste em estabilizar o sistema de forma mais rapida.

Por causa disso, escolheu-se o tempo de assentamento cinco vezes menor do que a constante

de tempo da planta. Logo, ts = 0, 025/5 = 0, 005 s. O proximo passo consiste

em encontrar o valor da frequencia natural atraves da equacao (2.56), que fornece um

ωn = 1159, 2 s.

Para calcular os valores de kp e ki, as formulas (2.53) e (2.54) sao usadas:

kp =2 · 0, 6901 · 1159, 2 · 0, 005− 0, 2

2= 3, 9 (2.57)

ki =1159, 22 · 0, 005

2= 3359, 6 (2.58)

Substituindo os valores encontrados em (2.52), encontra-se a funcao de transfe-

rencia do controlador proporcional ressonante.

Cc(s) = 3, 9 +2 · 3359, 6ss2 + 3772

=3, 9s2 + 6719s+ 6, 964 · 105

s2 + 142129(2.59)

A Figura 2.14 ilustra o diagrama de Bode da planta em cascata com o controlador

implementado. Observa-se que o sistema possui uma margem de fase de 50, 3°, que garante

um sistema estavel em malha fechada. Outro ponto consiste no pico de ressonancia, que

se encontra na frequencia estipulada no projeto.


−50

0

50

100

150

200

Mag

nitu

de (

dB)

100

101

102

103

104

105

−180

−135

−90

−45

0

45

Pha

se (

deg)

Bode DiagramGm = Inf , Pm = 50.3 deg (at 2.06e+03 rad/s)

Frequency (rad/s)

Figura 2.14: Diagrama de Bode para a funcao de transferencia do inversor monofasico emcascata com o controlador proporcional ressonante.

Projeto do controlador do elo CC para o segundo estagio

Para a implementacao do controlador do elo CC e utilizado o balanco de energia no

capacitor atraves da variacao da amplitude da corrente injetada a rede eletrica. Quando

o primeiro estagio inicia o processo de fornecimento de potencia, a tensao do capacitor

de acoplamento aumenta. O inversor eleva a corrente injetada na rede para estabilizar

a tensao de entrada do inversor, causando o abaixamento da tensao do elo CC. Esse

procedimento e executado para manter a tensao do elo CC condizente com a referencia de

tensao. Caso a potencia injetada pelo primeiro estagio nao seja suficiente para manter o

capacitor carregado, o inversor utiliza energia proveniente da rede eletrica para estabiliza-

lo [12].

O controlador da tensao do elo CC segue o diagrama da Figura 2.15. Nota-se que

a tensao de referencia e a tensao medida no capacitor Vcc sao elevadas ao quadrado. O erro

dos quadrados das tensoes e processado pelo controlador PI. O sinal corrigido consiste em

uma referencia de potencia [15]. A referencia de potencia e, entao, dividida pela tensao de

pico da rede eletrica. A divisao fornece a referencia de amplitude de corrente eletrica, que

e usada para gerar a referencia de corrente para o controlador proporcional ressonante [25].


XVcc_d*

Vcc_d*

Erro+

--PI(s)

X

Vcc_d

Vcc_d

.

.

180

Pref I

Figura 2.15: Malha de controle da tensao do elo CC para o inversor.

O primeiro procedimento para o projeto do controlador consiste em encontrar a

funcao de transferencia para a tensao do capacitor do elo CC que sera controlado [24].

Considerando-se o balanco de energia entre os dois estagios, a potencia injetada no ca-

pacitor (Pboost) pelo primeiro estagio deve ser igual a potencia que o inversor injeta na

rede eletrica (Pinv) menos a potencia absorvida pelo capacitor (Pcc). A relacao das tres

potencias esta representada pela equacao (2.60).

Pinv − Pcc = Pboost (2.60)

A potencia Pcc pode ser encontrada por meio da derivada da energia contida no

capacitor CCC , o que proporciona a seguinte relacao:

Pinv −d

dt(CccV

2cc

2) = Pboost (2.61)

A potencia do inversor e vista como uma perturbacao para o sistema de controle

de tensao do capacitor, o que permite despreza-la. Com o uso do metodo de pequenas

perturbacoes, aplicando a transformada de Laplace e rearrumando a equacao (2.61), tem-

se:

V 2cc(s)

Pboost(s)=

−2

Cccs(2.62)

Porem, a funcao de transferencia encontrada para o elo CC nao e suficiente para

o controle de tensao do elo de corrente contınua. Para que o projeto do controlador seja

feito, a funcao de transferencia que inclui a planta do inversor em cascata com o controle

de corrente em malha fechada deve ser colocada em serie com o modelo do capacitor [28].

A funcao de transferencia em malha fechada da primeira malha de controle que inclui o

modelo do inversor e o controlador proporcional ressonante e apresentada por:

H1(s) =7, 8s2 + 1, 344 · 104s+ 1, 109 · 106

0, 005s3 + 8s2 + 1, 415 · 104s+ 1, 137 · 106(2.63)


A Figura 2.16 apresenta o diagrama de Bode da malha fechada do controlador

Pres com o modelo do inversor. O valor da capacitancia adotado e de 2250 µF (banco de

capacitores do modulo SKS 27F B6U+B6CI 10 V6 da SEMIKRON usado na implemen-

tacao da bancada experimental). Colocando a funcao de transferencia do elo CC em serie

com (2.63), tem-se:

H2(s) =6933s2 + 1, 195 · 107s+ 9, 854 · 108

0, 005s4 + 8s3 + 1, 415 · 104s2 + 1, 137 · 106s(2.64)

−40

−30

−20

−10

0

10

Mag

nitu

de (

dB)

101

102

103

104

−135

−90

−45

0

45

System: H_sFrequency (Hz): 1e+03Phase (deg): −90.1

Pha

se (

deg)

Bode DiagramGm = Inf , Pm = 107 deg (at 370 Hz)

Frequency (Hz)

Figura 2.16: Diagrama de Bode da malha fechada empregando o controlador Pressonantecom o modelo do inversor.

O passo seguinte consiste na escolha do controlador. Para o controle da tensao

do elo CC foi utilizado o controlador proporcional e integral (PI), que tem a funcao de

transferencia (2.65):

CPI = kp +Ki

s(2.65)

Os valores usados para kp e ki que proporcionam a margem de fase desejada de

85° sao 0,49 e 10, respectivamente. Portanto, a funcao de transferencia encontrada para o

controlador PI e apresentada por:

CPI =0, 49s+ 10

s(2.66)

A Figura 2.17 apresenta o controlador PI em serie com a malha fechada do controle

de corrente e o modelo do inversor em serie com o modelo do capacitor. Observa-se que a

margem de fase desejada de 85° foi alcancada pelo controlador.


−100

−50

0

50

100

Mag

nitu

de (

dB)

100

101

102

103

104

105

−225

−180

−135

−90

Pha

se (

deg)

Bode DiagramGm = 43.1 dB (at 1.02e+04 rad/s) , Pm = 85.3 deg (at 243 rad/s)

Frequency (rad/s)

Figura 2.17: Diagrama de Bode do controlador PI em serie com o modelo do inversor a sercontrolado.

2.4 Phase-locked loop (PLL)

Para sincronizar a corrente de saıda do inversor com a tensao da rede eletrica

sao necessarios mecanismos para a deteccao da fase da tensao da rede eletrica. O phase-

locked loop (PLL) e responsavel por esta deteccao. Existem varios metodos de PLL.

Neste trabalho foi usado o PLL monofasico baseado no SOGI(Second Order Generalized

Integrator). Este utiliza o processo de emulacao de uma segunda fase para a geracao dos

referenciais alfa e beta [25].

A Figura 2.18 ilustra o PLL monofasico baseado no SOGI. A transformada de

Park possibilita a passagem de uma referencia alternada para uma estatica, gerando os

sinais no eixo direto d e em quadratura q. O parametro q indica se a sincronizacao do sinal

fornecido pelo PLL com a rede eletrica esta ocorrendo como deveria. O correto sincronismo

e caracterizado pelo valor nulo de q [25].


Figura 2.18: Diagrama do PLL monofasico baseado no SOGI.

A componente q e passada por um controlador que tem como objetivo a reducao do

erro do sinal gerado por q. O proximo estagio consiste no bloco VCO (Voltage Controlled

Oscillator), que inclui uma integral que se reseta a cada 2π. O sinal de saıda desse bloco

tem a finalidade de auxiliar a transformacao de alfa e beta nos referenciais d-q. Em adicao,

o PLL fornece o valor da fase da funcao cossenoide a qual sera usada para gerar a referencia

de corrente do inversor [15,25].

49

Capıtulo 3

Metodos de deteccao de ilhamento

3.1 Introducao

Sistemas de geracao descentralizados (SGDs) garantem uma flexibilidade maior

quanto a producao de energia eletrica, alem de proporcionar alternativas de producao de

energia a partir de fontes renovaveis. A inclusao desses sistemas a rede de distribuicao

precisa respeitar as normas vigentes no paıs. Uma delas e a capacidade do inversor de

detectar situacoes de ilhamento, nas quais um conjunto de consumidores continua a ser

alimentado por um ou mais SGDs sem a presenca da rede eletrica, que foi desconectada

por alguma falha ou interrupcao programada [30–32].

Os metodos de deteccao de ilhamento sao divididos em dois grupos: locais e

remotos [4]. Os metodos locais podem ser passivos ou ativos. Existem varios metodos

para detectar ilhamento descritos na literatura. Os principais sao: sistemas de deteccao

embutidos nos inversores (metodos passivos e ativos), deteccao baseada em dispositivos de

comunicacao instalados na rede eletrica e deteccao baseada em dispositivos externos (para

redes com muitos inversores) [33].

Algumas caracterısticas sao avaliadas como: confiabilidade, seletividade e pertu-

bacao mınima. A confiabilidade se refere a capacidade de deteccao de ilhamento por um

sistema distribuıdo em qualquer condicao da rede [34], nao importando se a rede e fraca ou

forte, com alta concentracao de SGDs ou baixa. O metodo tem que ser capaz de detectar

tais ocorrencias e desconectar o sistema da rede [3]. A seletividade refere-se a diferenciacao

das condicoes de ilhamento de outras perturbacoes da rede eletrica, impedindo que o SGD

deixe de injetar potencia na rede por qualquer falha (transiente). Por ultimo, o SGD deve

degradar a potencia fornecida a rede de distribuicao o mınimo possıvel [35].

Neste capıtulo e mostrada uma visao geral dos metodos descritos na literatura

para a deteccao de condicoes de ilhamento. Por ultimo, e feita uma descricao das normas

utilizadas para sistemas fotovoltaicos conectados a rede eletrica [36].

Capıtulo 3. Metodos de deteccao de ilhamento 50

3.2 Zona de nao deteccao

Os metodos de anti ilhamento possuem uma area na qual nao se conseguem de-

tectar que o sistema fotovoltaico esta ilhado, denominada zona de nao deteccao (ZND). A

ZND, mostrada na Figura 3.1 pela parte tracejada, e um parametro usado para determinar

a confiabilidade de um metodo com base no descasamento das potencias ativa e reativa [3].

Figura 3.1: Zona de nao deteccao (ZND) para os metodos de deteccao de ilhamento.

A Figura 3.2 mostra um diagrama simplificado de um sistema de geracao distri-

buıdo conectado a rede eletrica alimentando uma carga local no ponto de acoplamento

comum (PAC). Os parametros ∆P , ∆Q, PSGD, QSGD, Pcarga e Qcarga representam a po-

tencia ativa de saıda da rede, a potencia reativa de saıda da rede, a potencia ativa de

saıda do SGD, a potencia reativa de saıda do SGD, a potencia ativa da carga e a potencia

reativa da carga, respectivamente [37].

As equacoes (3.1) e (3.2) descrevem a Pcarga e a Qcarga. Sabe-se que se a potencia

Pcarga da equacao (3.1) for igual a PSGD nao ha nenhum descasamento entre a potencia

ativa produzida pela rede e a potencia ativa produzida pelo sistema fotovoltaico. De modo

analogo, o mesmo ocorre quando a equacao (3.2) for igual a QSGD. O pior caso ocorre

quando ∆P e ∆Q forem iguais a zero, nao havendo nenhuma variacao da magnitude ou

da frequencia da tensao quando ocorre alguma falha na rede e uma parte do sistema se

torna ilhado. E possıvel perceber que pequenas variacoes nas potencias ativas e reativas

do sistema implicam em variacoes muito pequenas na amplitude e frequencia da tensao,

tornando difıcil a deteccao de ilhamento [4].

Pcarga = PSGD +∆P (3.1)


Figura 3.2: Diagrama simplificado de um sistema de geracao distribuıda conectado a rede eletricaalimentando uma carga local no ponto de acoplamento comum (PAC).

Qcarga = QSGD +∆Q (3.2)

Quando ocorre a desconexao da rede eletrica por algum motivo e a carga no PAC

que determina as variacoes de tensao e frequencia no sistema ilhado. Caso a frequen-

cia ressonante da carga RLC seja a mesma da frequencia da rede, a carga nao consome

nem absorve potencia reativa. A potencia ativa e diretamente proporcional ao quadrado

da tensao da carga aplicada no PAC, que e aquela que esta sendo gerada pelo sistema

fotovoltaico.

A potencia ativa e determinada pela equacao (3.3). Os parametros desta equacao

sao: tensao antes do ilhamento (V ), tensao depois do ilhamento (V′) e kv, definida pela

equacao (3.4). A variavel kv determina qual sera a mudanca na tensao no PAC no momento

do ilhamento. Quando PSGD for maior que Pcarga, a tensao tera um aumento em sua

amplitude (kv sera maior do que um) e caso Pcarga seja maior que PSGD, a tensao sofrera

uma queda em amplitude (kv sera menor do que um). Quando se trata da potencia

reativa, a desconexao da rede eletrica depende da frequencia e amplitude da tensao e

segue a equacao (3.5) [4]. Os parametros desta esquacao sao: potencia reativa da carga

(Q′carga), potencia reativa do SGD (QSGD), velocidade angular (ω

′), indutor da carga (L)

e capacitor da carga (C).

V′= kvV (3.3)


kv =

√PSGD

Pcarga

(3.4)

Q′

carga = QSGD = (1

ω′L− ω

′C)V

′2 (3.5)

A ZND e calculada pelos limites inferiores e superiores para a frequencia e a

magnitude da tensao, sendo que estas sao determinadas pelas normas de cada paıs. Esse

assunto e detalhado nas proximas secoes.

3.3 Metodos locais

Todos os metodos de anti-ilhamento tem como objetivo minimizar ou ate mesmo

eliminar completatemente a zona de nao deteccao. As tecnicas locais sao divididas em

passivas e ativas. A primeira e caracterizada principalmente por nao reduzir a qualidade

da energia injetada na rede eletrica, o que nao ocorre para os metodos ativos. Esta secao

descreve as principais tecnicas encontradas na literatura para os metodos passivos e ativos.

3.3.1 Metodos passivos

Os metodos passivos sao baseados no monitoramento de uma ou mais variaveis

da rede eletrica. Este monitoramento pode ser feito pelos geradores distribuıdos ou por

algum dispositivo dedicado que esteja fora do SGD. As variaveis que podem ser utilizadas

sao: frequencia, magnitude da tensao, angulo de fase e alguma harmonica especıfica ou a

taxa de distorcao harmonica (THD - Total harmonic distortion ou TDH).

Este tipo de metodo e considerado amigavel a rede de distribuicao, pois nao adi-

ciona nenhum sinal que prejudica a qualidade de energia que esta sendo injetada na rede

eletrica, alem de suportar grandes concentracoes de SGDs. Este metodo funciona bem

para varias condicoes, porem se a potencia dos SGDs se igualar a requerida pela carga,

mantendo a rede eletrica do PAC balanceada com a ausencia da rede principal, os meto-

dos passivos irao falhar, gerando uma ilha nao intencional. Sendo assim, sao considerados

insuficientes como protecao de anti-ilhamento por terem uma zona de nao deteccao rela-

tivamente grande. A ZND para os metodos passivos e determinada com base na carga

conectada ao PAC e pode ser definida analiticamente. A definicao analıtica e apresentada

na proxima secao.

Caso o algoritmo de deteccao identifique alguma mudanca em algum desses para-

metros no PAC, o sistema de geracao e desconectado. Os principais metodos passivos sao:

deteccao de sub/sobre tensao, sub/sobre frequencia, deteccao de salto no angulo de fase e

deteccao de distorcao harmonica [33,38].


Deteccao de sub/sobre tensao e sub/sobre frequencia

A tensao e frequencia sao impostas pela rede eletrica da concessionaria. Quando

esta deixa de funcionar, os limites impostos pelas normas regulamentadoras de tensao e

frequencia podem ser violados, o que aciona os sistemas de protecao do inversor, inter-

rompendo o fornecimento de potencia. Dependendo da carga no PAC, a frequencia de

ressonancia da carga pode coincidir com a frequencia da rede eletrica ou estar com va-

lores muito proximos. Em adicao, os valores da tensao podem coincidir com os valores

estipulados pela norma [3,32].

Este cenario, onde a frequencia e magnitude da tensao se mantem no momento do

ilhamento, representa o pior caso - ∆P e ∆Q iguais a zero. Este tipo de condicao impede

que o sistema detecte a falta da rede e o SGD continua com o fornecimento de potencia a

carga conectada no PAC. A literatura sugere que a probabilidade de estar na zona de nao

deteccao e significativa em alguns casos [3, 32].

Os metodos Standard Protective Relays e Abnormal Voltage Detection possuem

metodologias similares. A tecnica de protecao por sub/sobre frequencia (OUF) utiliza li-

mites superior e inferior, cujos valores dependem da norma empregada no paıs. O mesmo

ocorre para os valores limites de tensao [39,40]. Esse tipo de metodo de protecao normal-

mente e implementado via software. Caso ∆Q seja diferente de zero, a tensao da carga

mostrara mudanca repentina na fase [4].

Os valores mınimos para ∆P e ∆Q de OUF ou OUV sao determinados analitica-

mente pelas equacoes (3.6) e (3.7), definindo a ZND [4], onde Qf e o fator de qualidade,

fgrid e a frequencia da rede eletrica, Vgrid e a tensao da rede eletrica e fmin e fmax sao as

frequencias inferior e superior estipuladas pela norma do paıs [41].

para OUF:

Qf (1− (fgridfmin

)2) ≤ ∆Q

PSGD

≤ Qf (1− (fgridfmax

)2) (3.6)

para OUV:

(Vgrid

Vmax

)2 − 1 ≤ ∆P

PSGD

≤ (Vgrid

Vmin

)2)− 1 (3.7)

Deteccao de salto no angulo de fase - Phase jump detection(PJD)

Este metodo consiste na verificacao da diferenca de fase entre a tensao e a corrente

de saıda do inversor no PAC. A deteccao do erro de fase e realizada no final de cada ciclo

da tensao da rede eletrica, operando em malha aberta durante o restante do ciclo. Com o

funcionamento normal da rede eletrica, o sincronismo entre a corrente de saıda e a tensao

e feito pelo phase-locked loop (PLL). Caso haja falha no fornecimento de energia pela rede

eletrica, ocorre uma mudanca rapida da fase da tensao. Isso acontece pelo descasamento


da potencia reativa. A corrente ainda esta seguindo a tensao, que e regulada pela rede

eletrica, porem a carga comeca a fornecer potencia reativa, o que causa a defasagem entre a

corrente e tensao. Quando a tensao cruza o zero a fase e atualizada, permitindo a deteccao

do salto de fase pelo metodo. A mudanca de fase acontece muito mais rapidamente do

que a mudanca da frequencia, o que permite a implementacao de tecnicas mais rapidas de

deteccao de ilhamento [4]. A Figura 3.3 ilustra a deteccao de salto no angulo de fase.

O metodo e de facil implementacao. Como o sistema ja inclui o bloco de PLL,

o sistema precisa se desconectar da rede eletrica quando o angulo de fase sair dos limites

pre estabelecidos. Assim, os limites de defasagem precisam de ser ajustados para que o

metodo seja eficaz e a ZND seja reduzida ao maximo possıvel.

A eficiencia dessa tecnica nao e prejudicada para os casos em que existem pa-

ralelismo de varios SGDs. Alem de nao afetar a qualidade da energia interna da ilha e

nao interferir na dinamica do sistema. Este metodo possui algumas desvantagens. Caso a

carga seja resistiva, nao havera desvio de fase dentro da ilha, impedindo a acao do metodo.

Com isso, essa tecnica e dependente da carga conectada ao barramento. Outra desvanta-

gem refere-se a determinacao dos valores limites de angulo de fase que consigam detectar

o ilhamento de forma a evitar desconexoes por causa de transientes na tensao [33].

Estes transientes podem ser provocados pela partida de cargas como motores,

cargas reativas chaveadas, motores de inducao, etc. Outro problema que impede que esse

metodo seja suficiente, e a inclusao no sistema de PLLs rapidos que tornam o sincronismo

mais robusto. O pulo de fase se torna irrisorio visto que o PLL sincroniza a corrente com

a tensao depois que o ilhamento ocorre, minimizando a defasagem da fase. Este problema

pode ser corrigido com o uso de PLLs lentos em conjunto com PLLs rapidos. Entretanto,

a escolha dos limites do angulo de fase e ainda muito difıcil de ser feita, tornando o metodo

menos confiavel. Como todos os metodos passivos, a zona de nao deteccao nao e zero.

Deteccao de distorcao harmonica

Este metodo monitora a taxa de distorcao harmonica (TDH) da tensao no PAC e

caso o valor ultrapasse o limite pre-estabelecido, o inversor se desconecta da rede eletrica.

Com o funcionamento adequado da rede eletrica, a sua impedancia e muito baixa e a

interacao das correntes harmonicas com a impedancia da rede eletrica causa pequenas

distorcoes na tensao no ponto de conexao do inversor. Todavia, quando o sistema esta

ilhado, a impedancia vista pelo inversor e muito maior, fazendo com que a distorcao da

tensao aumente acima dos limites de TDH estabelecidos, o que permite a tecnica detectar

condicoes de ilhamento [33].

Duas formas de implementacao desse metodo sao possıveis. A primeira consiste na

distorcao harmonica esperada da rede eletrica. A segunda monitora a distorcao que pode

ser produzida por uma harmonica especıfica pela carga local. Se a TDH estiver fora desses

dois parametros significa que o sistema esta isolado. As harmonicas mais importantes que


Figura 3.3: Erro de fase usado na deteccao de salto no angulo de fase. Fonte: [3].

podem ser monitoradas sao: terceira, quinta, setima, nona e decima primeria. A TDH da

tensao tambem pode ser uma indicadora de ilhamento.

Os limites para a TDH sao difıceis de serem escolhidos pois dependem de va-

rios fatores. O inversor e modelado para ser uma fonte ideal de corrente, porem produz

harmonicas que sao causadas pela comutacao das chaves (harmonicas de alta ordem),

tempo-morto e a queda de tensao nos semicondutores (harmonicos pares) ou ondulacao

da tensao do link CC (harmonicos ımpares). Esta distorcao nao pode ser superior a 5%

pela norma IEEE 1574. Sendo assim, a TDH pode ser reduzida com o uso de filtros im-

plementados por meio de hardware ou mecanismos de compensacao colocados dentro do

algoritmo de controle.

Outro fator trata de cargas com alto fator de qualidade com fortes caracterısticas

de filtro passa baixas, que impedem a deteccao de condicoes de ilhamento pelo metodo.

Caso a energia proveniente do inversor seja de alta qualidade, com baixıssima distorcao

harmonica, o metodo tambem podera falhar [42]. Este metodo requer alto esforco compu-

tacional para a realizacao da avaliacao das harmonicas e o calculo da TDH.

Outra desvantagem trata de cargas nao lineares, que originam correntes com ele-

vado conteudo harmonico, causando falsas deteccoes de ilhamento. Esta tecnica e o unica

que consegue reduzir a ZND a zero, pois nao depende do descasamento da potencia ativa

e reativa produzida pelo sistema fotovoltaico e requerida pela carga conectada ao PAC.

Porem, se os limites forem mal ajustados, a ZND pode ser bem larga [4].


3.3.2 Metodos ativos

Os metodos ativos, diferentes dos anteriores, produzem pequenas perturbacoes

diretamente na forma de onda gerada pelo inversor, geralmente na magnitude da tensao ou

frequencia. A inclusao dessa perturbacao tem o intuito de reduzir a zona de nao deteccao

dos metodos passivos. Se a rede eletrica estiver em funcionamento, essas perturbacoes

nao afetam o sistema eletrico de potencia, que faz o controle de tensao e frequencia da

rede eletrica [43]. Se a mesma estiver desconectada, a magnitude da tensao ou frequencia

seguira o metodo ativo, acionando as protecoes do SGD. Normalmente, os metodos ativos

em conjunto com os metodos passivos conseguem detectar situacoes de ilhamento sem

ZND [3,44].

A desvantagem dessa tecnica consiste na degradacao da qualidade da potencia

entregue a concessionaria por causa das perturbacoes injetadas na rede eletrica. Quando

o numero de SGDs em paralelo aumenta no mesmo PAC (no mesmo alimentador), a

degradacao e intensificada, aumentando a ZND de todos os metodos ativos [33,42].

Zona de nao deteccao para os metodos ativos

A zona de nao deteccao dos metodos passivos esta situada em torno da origem,

como descrito na secao 3.2. Para os metodos ativos, a ZND esta deslocada em relacao a

origem do grafico ∆Qx∆P . Esta caracterıstica e representada pela Figura 3.4, que mostra

que a ZND pode estar situada em um dos quatro quadrantes do grafico.

Figura 3.4: Zona de nao deteccao para os metodos ativos.

Em regime permanente, pequenas variacoes de frequencia e tensao produzidas pela

desconexao da rede principal possibilitam a atuacao dos metodos ativos de anti-ilhamento.


Porem, as perturbacoes causadas pelos metodos quando a ilha e formada podem balancear

a potencia da carga local, criando uma zona de nao deteccao.

Desvio ativo em frequencia

O metodo de desvio em frequencia (Active frequency drift method - AFD), cujo

princıpio de funcionamento e ilustrado na Figura 3.5, causa pequenas perturbacoes na

corrente de saıda do inversor. Essa perturbacao e caracterizada pelo aumento de frequencia

quando comparada com o ciclo anterior. Para aumenta-la, a frequencia do ciclo positivo

e negativo da corrente e aumentada por um fator δf . Este fator determina o tamanho do

segmento nulo que e adicionado ao formato da corrente. Como o perıodo da tensao da

rede eletrica e maior do que o perıodo da nova corrente, a diferenca entre as duas consiste

no segmento nulo. Isto e feito para que a corrente de referencia do metodo coincida com

a frequencia do PAC [45,46].

O aumento ascendente da frequencia da corrente provoca o acionamento da pro-

tecao de sobre frequencia do inversor. Caso a rede eletrica esteja em funcionamento, nao

havera o aumento da frequencia. Devido as normas que regulamentam a TDH da corrente

injetada na rede eletrica, que deve ser menor que 5% (padrao IEEE STD 519-1992), o

tempo em que a corrente permanece em zero deve ser ajustado para que a distorcao da

corrente nao passe desse valor [47]. Normalmente, o aumento de frequencia e feito respei-

tando o fator de corte, equacao (3.8), que determina o tamanho do segmento nulo [38,48].

Os parametros para a equacao (3.8) sao: o tamanho do segmento nulo (Tz), o perıodo da

tensao da rede eletrica (Tgrid), o fator de aumento de frequencia (δf) e a frequencia da

rede eletrica (f).

Essa tecnica nao utiliza feedback positivo, o que significa um tamanho fixo para

esse segmento, sendo que δf deve estar no intervalo de 0, 5 a 1, 5 - intervalo recomendado

na literatura. A fase e corrente do inversor para este metodo sao definidas pelas equacoes

(3.9) e (3.10), respectivamente [49]. Dependendo do padrao usado no paıs, o metodo nao

consegue detectar condicoes de ilhamento no tempo determinado pelas normas, pois leva

muito tempo para a frequencia da corrente forcar o aumento da frequencia da tensao ate

alcancar os limites impostos pelas normas [4].

Por causa da distorcao aplicada pelo metodo, ocorre a degradacao da qualidade

de energia do sistema. A ZND nao pode ser reduzida completamente, pois existe ainda

uma dependencia do fator de qualidade da carga LC e do δf , sendo muito proxima da

ZND dos metodos de OUV e OUF para cargas com alto fator de qualidade [50].

cf =2Tz

Tgrid

=δf

f + δf(3.8)

i∗j =√2Isen[2π(fj−1 + δf)]t (3.9)


θAFD = πfTz =πδf

f + δf(3.10)

0.426 0.428 0.43 0.432 0.434 0.436 0.438 0.44 0.442−20

−15

−10

−5

0

5

10

15

20

Tempo[s]

Cor

rent

e [A

]

AFD − referênciaSem AFD

Figura 3.5: Metodo de desvio ativo em frequencia - AFD.

Desvio ativo em frequencia com realimentacao positiva

Esse metodo foi desenvolvido pela Sandia National Laboratories, subsidiaria da

Lockheed Martin Corporation, que se dedica a pesquisas na area de sistemas de arma

nucleares e e um dos maiores centros de pesquisa do departamento de energia dos EUA,

alem de desenvolver formas para fortalecer a seguranca nacional do paıs [4, 51].

O metodo anterior se baseia em um fator de corte fixo. Dependendo das situacoes

da rede, pode demorar muito tempo para que as condicoes de ilhamento sejam detectadas.

Este metodo, tambem chamado de SFS (Sandia Frequency Shift), soluciona o problema

com a inclusao de um feedback positivo [52]. Para implementa-lo, basta que o fator de

corte esteja em funcao do erro entre a frequencia da tensao medida da rede eletrica com a

medida no ciclo anterior [53].

Sendo que k define a velocidade na qual o metodo detectara o ilhamento e cf0 a

fracao inicial de recorte. A ZND pode ser reduzida a zero para Q < 4, 8, cf0 = 0, 005 e

k = 0, 01 [49]. Para tornar esse metodo mais preciso, adiciona-se o metodo SVS (Sandia

Voltage Shift) para maximizar o desempenho do metodo de anti-ilhamento [50].

cfj = cf0 + k(fj−1 − fgrid) (3.11)


Desvio ativo em frequencia com fator de corte pulsante - AFDPCF

Diferente das duas variantes anteriores, este metodo utiliza um fator de corte

cf , que se baseia em um pulso alternado, equacao (3.12), representado na Figura 3.6,

o que proporciona um desvio mais rapido na frequencia no momento do ilhamento. A

ideia principal dessa tecnica e o aumento da frequencia em um perıodo e a diminuicao da

frequencia no perıodo seguinte. O metodo pode ser implementado pelo calculo analıtico

atraves de um valor escolhido para a THD da corrente que esta sendo injetada na rede

eletrica.

cf =

cfmax se Tcfmaxon

cfmax se Tcfminon

0 Caso contrario

(3.12)

Figura 3.6: Fator de corte para o metodo AFDPCF. Fonte: [4].

Pulo ativo de frequencia

O metodo por deslocamento de fase que causa o pulo ativo da frequencia tem como

objetivo mudar a fase da corrente em relacao a fase da tensao no ponto de conexao do

inversor, que causa instabilidade na frequencia da rede, para que as protecoes de sub/sobre

frequencia sejam acionadas. Por causa da mudanca de fase, o fator de potencia deixa de

ser unitario (angulo de fase entre corrente e tensao iguais a zero). A ideia desse metodo e

baseada no aumento de fase da corrente mais rapidamente do que a carga com um fator

de potencia unitario na regiao perto da frequencia da rede eletrica [54].

Caso a rede nao esteja funcionando, o inversor nao conseguira manter um ponto


de operacao estavel de fase e frequencia, proporcionando uma deteccao de ilhamento mais

rapida. O metodo e de facil implementacao, pois altera apenas uma variavel do sis-

tema, sendo bastante eficaz quando o sistema tem varios inversores conectados no mesmo

PAC [55].

Uma opcao se baseia na perturbacao do PLL, Figura 3.7, que e caracterizado

pela adicao de uma frequencia, ωanti−islanding, aquela encontrada pelo PLL. Quando a rede

eletrica esta ativa, a frequencia no ponto de acoplamento comum e mantida no valor im-

posto pelo sistema eletrico. Todavia, quando a mesma deixa de funcionar, ocorre um salto

de frequencia que continua ate atingir a protecao do sistema fotovoltaico. A frequencia

adicional escolhida que define o salto, que pode ser tanto ascendente quanto descendente,

precisa ser ajustada de forma que evite o mınimo possıvel a degradacao do fator de po-

tencia (FP). Como ocorre uma mudanca do FP, idealmente unitario, para um valor menor

que um, a potencia ativa entregue pelo SGD e reduzida [56].

Outra opcao consiste no metodo Slip-mode frequency shift que utiliza realimenta-

cao positiva para mudar a fase da tensao no PAC de forma a desestabilizar o angulo de fase

do inversor [49]. Com isso, quando a rede eletrica parar de funcionar, o inversor aumentara

o erro de fase, amplificando a frequencia de saıda do inversor, causando o acionamento da

protecao OUF [57].

A referencia de corrente do inversor (i∗j) e sua fase (θsmsj) em regime permanente

estao representados pelas equacoes (3.13) e (3.14). Sendo que fm e a frequencia em que

a maxima mudanca de fase ocorre, θm e a maxima mudanca de fase, fj−1 e a frequencia

medida no PAC no instante (j-1) e fgrid e a frequencia de operacao nominal da rede de

distribuicao [50].

i∗j =√2Isen(2πfj−1t+ θsms) (3.13)

θsmsj = θmsen(π

2

fj−1 − fgridfm − fgrid

) (3.14)

Metodo GE de deslocamento de frequencia

Este metodo foi criado pela General Electric Global Reserach Center e se baseia no

desvio ativo de frequencia. Conhecido por General Electric Frequency Shift (GEFS) e reco-

mendado para aplicacoes trifasicas, mas nada impede o seu uso em sistemas monofasicos,

bastando apenas o uso de um eixo virtual q e algumas alteracoes em sua estrutura [58].

A Figura 3.8 ilustra o algoritmo do metodo. O metodo GEFS aumenta a cor-

rente reativa de referencia por meio de um feedback positivo atraves do valor estimado

para a frequencia. Dessa forma, a frequencia, no momento do ilhamento, aumentara ate

alcancar os limites de sobre/sub frequencia. O aumento da corrente reativa esta em torno


αβ

dq

gridVPark Transform

Saturation Compensator

anti-islanding

Vq

Vd

PLL

H(s)

VCO

Figura 3.7: Diagrama de blocos ilustrando o funcionamento do metodo ativo de pulo defrequencia baseado na perturbacao do PLL.

da frequencia fundamental, o que causa uma THD desprezıvel. Com isso, este medodo

consegue obter uma ZND pequena [4].

Figura 3.8: Metodo GEFS apresentado em sua forma algorıtmica.

Em relacao a sua implementacao, o metodo se torna mais complicado, podendo


ser implementado apenas em sistemas que utilizam microprocessadores mais sofisticados.

Entretanto, o metodo possui resposta melhor na dinamica do sistema, pois consegue alocar

os polos e zeros do sistema em uma melhor posicao, o que possibilita um desempenho

melhor.

Metodo Sandia de deslocamento de tensao

Este metodo, conhecido como Sandia Voltage shift (SVS), semelhante ao metodo

Sandia Frequency Shift, foi desenvolvido pela Sandia National Laboratories. Entretanto, o

metodo se baseia no desvio ativo de tensao. Sua principal caracterıstica consiste em utilizar

como parametro o fluxo de potencia ativa fornecido pelo inversor, sem se preocupar com a

potencia reativa fornecida e consumida pelo sistema de geracao distribuıda ou pela carga,

o que proporciona ao metodo a nao dependencia do fator de qualidade da carga local

conectada ao PAC [3].

A implementacao do metodo pode ser feita de forma simples, onde apenas a

magnitude da corrente e utilizada. A corrente pode sofrer um incremento ou decremento no

seu valor. Caso a magnitude da tensao no PAC siga a variacao da corrente tanto ascendente

quanto descendente, o sistema detecta essa variacao, fazendo com que a realimentacao

positiva do metodo intensifique ainda mais essa mudanca na tensao ate alcancar os limites

permitidos pelas normas. Por fim, o inversor grid-tie se desconecta da rede eletrica [59].

Por questoes de seguranca do sistema fotovoltaico e da carga local conectada ao

PAC, recomenda-se o uso exclusivamente do decrescimo da corrente e tensao para que

possıveis sobretensoes sejam evitadas. Contudo, a reducao da corrente injetada na rede de

distribuicao faz com que a eficiencia no desempenho do SGD seja menor, pois a reducao

da magnitude da corrente e obtida pela variacao do ponto de operacao do painel da sua

maxima potencia.

A ZND inerente a este metodo tende a ser parecida com a do metodo passivo de

tensao quando a potencia da carga for menor do que a potencia do sistema fotovoltaico

(Pcarga > PSGD). Porem, a ZND passa a ser menor do que a do metodo passivo de tensao

quando as potencias tanto da carga quanto do SGD forem iguais (Pcarga = PSGD), o

que proporciona a esse metodo uma ZND muito pequena e difıcil de ser determinada na

pratica.

Uma opcao para melhorar a sua eficiencia de deteccao e a inclusao do metodo SFS

(descrito na secao 3.3.2). O trabalho em conjunto desses dois metodos faz com que nao

apenas o fluxo de potencia ativa seja usado mas tambem o fluxo de potencia reativa. Caso

ocorra o ilhamento do sistema, o desvio de um metodo reforca o desvio do outro metodo,

garantido uma deteccao mais rapida.


Metodo GE de deslocamento tensao

Este metodo, como o GEFS (descrito na secao 3.3.2), foi desenvolvido pela General

Electric Global Reserach Center. Seu algoritmo de funcionamento esta ilustrado na Figura

3.9. E possıvel perceber que o metodo utiliza realimentacao positiva para gerar os sinais

de controle sobre as correntes de saıda para provocar o desvio da tensao e assim detectar

possıveis ilhamentos. Essa estrategia e direcionada a sistemas trifasicos, mas tambem pode

ser utilizada em sistemas monofasicos.

Como o GEFS, o metodo GEVS possibilita uma melhor alocacao dos polos e zeros

do sistema, o que garante um desempenho melhor. Entretanto precisa de uma plataforma

micropocessada mais robusta para a sua implementacao.

Figura 3.9: Metodo GEVS apresentado em sua forma algorıtmica.

Metodo da medicao da impedancia harmonica

Este metodo utiliza o mesmo princıpio do metodo passivo de deteccao de distorcao

harmonica. A diferenca consiste no uso de perturbacoes para gerar a distorcao harmonica.


A perturbacao e a injecao de uma corrente harmonica ou sub-harmonica utilizando o

metodo passivo para detectar o ilhamento. A amplitude da distorcao harmonica produzida

na tensao do ponto de conexao do inversor com a rede eletrica e proporcional a impedancia

da carga na frequencia da corrente harmonica injetada.

Este metodo tem as mesmas desvantagens dos metodos passivos. Porem, algumas

desvantagens podem ser sanadas com o uso de correntes sub-harmonicas. Entretanto, o

uso desse tipo de sub-harmonicas pode causar problemas na rede eletrica. A amplitude

tem que ser pequena para nao causar ma operacao de equipamentos e problemas com

transformadores [48]. A zona de nao deteccao pode ser afetada quando tem muitos inver-

sores no mesmo PAC ou caso exista algum inversor utilizando a mesma frequencia que o

metodo utiliza para detectar o ilhamento [32].

3.4 Requisitos para a conexao de inversores a rede

eletrica

Atualmente existem varias normas tecnicas que abordam sistemas fotovoltaicos.

As entidades IEC e IEEE possuem em torno de 30 normas ou recomendacoes sobre materi-

ais e equipamentos para sistemas fotovoltaicos. Esta secao tem a finalidade de apresentar

os documentos mais importantes e que estao relacionados aos inversores de conexao com

a rede eletrica [21,32,33].

3.4.1 IEEE STD 1547

O documento IEEE STD 1547 descreve a conexao de sistemas de geracao distri-

buıda em sistemas eletricos de potencia, proporcionando recomendacoes quanto a avaliacao

do desempenho de equipamentos que utilizam metodos de deteccao de ilhamento [60]. O

padrao tambem trata dos tipos de ilhamento que sao definidos em duas categorias: ilha-

mento intencional e nao intencional.

O primeiro e caracterizado pelo ilhamento planejado, que e controlado pelo ope-

rador do sistema eletrico de potencia. As principais aplicacoes para ilhamento intencional

sao: UPS e geradores de emergencia. O ilhamento nao intencional consiste em qualquer

falha que cesse o fornecimento de energia pela rede eletrica principal, fazendo com que

parte da rede de distribuicao fique ilhada e alimentada por um conjunto de sistemas de

geracao distribuıda [60].

A serie IEEE STD 1547.4 de 2011 fornece informacoes sobre o projeto, operacao

e a integracao de SGDs ilhados. O fator de qualidade (Qf ) para esse padrao e unitario.

As tabelas 3.1 e 3.2 mostram os valores de frequencia e tensao permitidos pelo padrao em

uma rede de 60Hz [60].


Tabela 3.1: Frequencia para o documento IEEE STD 1547

Tempo de deteccao de ilhamento

Frequencia(Hz) Tempo de deteccao (em ciclos)

frequencia < 59,3 10

frequencia > 60,5 10

Tabela 3.2: Tensao para o documento IEEE STD 1547


Faixa de tensao (% do valor nominal) Tempo de deteccao (em ciclos)

Tensao < 50 10

50 ≤ Tensao < 88 120

110 ≤ Tensao < 120 60

tensao ≥ 120 10

3.4.2 IEC 61727

De acordo com este padrao, o fator de potencia do SGD deve ser indutivo e nao

pode ser menor do que 0,85, quando o inversor estiver operando com mais de 10 % da

sua potencia nominal. Caso o conversor esteja acima de 50 % da sua potencia nominal,

o fator de potencia nao pode ser inferior a 0,9. Sabe-se que o inversor conectado a rede

de distribuicao deve preferencialmente operar com fator de potencia unitaria, na maioria

das vezes, variando em torno desse valor por algum erro na leitura dos sensores de tensao

e corrente que sao usados para o controle do sistema.

3.4.3 IEEE STD 519-1992

Este padrao recomenda praticas de controle de harmonicos para os sistemas ele-

tricos de potencia, estabelecendo a maxima taxa de distorcao harmonica da corrente e

tensao do sistema [61]. O padrao requer que a corrente injetada na rede eletrica tenha

uma TDH inferior a 5 % [51]. A tabela 3.3 apresenta os limites maximos para varios

valores de frequencias harmonicas [62].


Tabela 3.3: Limites de conteudo harmonico de corrente (% da corrente fundamental).

Harmonicos Limite

DHT (todas as harmonicas) 5 %

da 3a a 9a 4 %

da 11a a 15a 2 %

da 17a a 21a 1, 5 %

da 23a a 33a 0, 6 %

acima da 33a 0, 3 %

harmonicos pares 25 % dos limites acima

3.4.4 IEEE STD 929-2000

Este padrao descreve a conexao e deteccao de ilhamento de paineis fotovoltaicos

em redes de distribuicao e fornece informacoes a respeito sobre a qualidade de energia,

seguranca e protecoes necessarias para este tipo de sistema. O fator de qualidade e igual

a 2, 5. As tabelas 3.4 e 3.5 mostram os valores de frequencia e tensao permitidos pelo

padrao [63].

Tabela 3.4: Frequencia para o documento IEEE STD 929-2000


Frequencia(Hz) Tempo de deteccao (em ciclos)

frequencia < 59,3 6

frequencia > 60,5 6

Tabela 3.5: Tensao para o documento IEEE STD 929-2000


Faixa de tensao (% do valor nominal) Tempo de deteccao (em ciclos)

Tensao < 50 6

50 < Tensao < 88 120

88 < Tensao < 110 Operacao normal

110 < Tensao < 137 120

137 < Tensao 2

3.4.5 Padrao ABNT NBR IEC 62116

Esse padrao descreve o procedimento de ensaio de anti-ilhamento para inversores

de sistemas fotovoltaicos conectados a rede. Esta norma foi criada pelo comite brasileiro

de eletricidade (ABNT/CB-03) e pela Comissao de Estudo de Conversao Fotovoltaica de

Energia Solar (CE-03:082.01). A norma pode ser usada para outros tipos de sistemas


conectados a rede eletrica: inversores que utilizam como fonte principal microturbinas

e celulas a combustıvel, maquinas sıncronas e de induncao. Para que esse padrao seja

adotado as referencias normativas a seguir sao imprescindıveis.

IEC 61727 - Sistemas fotovoltaicos - Caracterısticas da interface da rede.

IEC/TS 61836 - Sistemas de energia solar fotovoltaica - termos, definicoes e sımbolos.

As tabelas 3.6 e 3.7 mostram os valores de frequencia e tensao permitidos pelo

padrao ABNT NBR IEC 62116 [64]. A tabela 3.8 apresenta os requisitos da fonte de

alimentacao em corrente alternada. Os inversores ou sistemas que satisfazem todos os

requisitos apresentados nessa norma recebem a certificacao de equipamentos com funcao

anti-ilhamento.

Tabela 3.6: Frequencia para o documento ABNT NBR IEC 62116


Frequencia(Hz) Tempo de deteccao (em segundos)

frequencia < 58,5 1

frequencia > 61,5 1

Tabela 3.7: Tensao para o padrao ABNT NBR IEC 62116


Tensao (RMS) Tempo de deteccao (em segundos)

115 % da tensao nominal 2

85 % da tensao nominal 2

Tabela 3.8: Requisitos da fonte de alimentacao em corrente alternada para o padrao ABNTNBR IEC 62116

Requisitos - Fonte de alimentacao CA

Itens Condicoes

Tensao Nominal ± 2, 0 %

Frequencia Nominal ± 0, 1 Hz

THD de tensao < 2, 5 %

3.5 Zona de nao deteccao para os metodos passivos

Como foi visto, a ZND pode ser definida como a regiao na qual o metodo de

deteccao de ilhamento falha na deteccao de condicoes de falha da rede eletrica. Com base

nas equacoes apresentadas na secao 3.3.1 e os valores fornecidos pelos padroes das secoes

3.4.4 e 3.4.5, pode-se encontrar os limites para a ZND dos documentos IEEE STD 929-2000

e ABNT NBR IEC 62116 para os metodos passivos.


Nas equacoes (3.15) e (3.16), sao mostradas os valores para a potencia reativa

para o documento IEEE STD 929-2000 e ABNT NBR IEC 62116, respectivamente. Em

(3.17) e (3.18), os valores limites para a potencia ativa para os dois padroes.

− 2, 375% ≤ ∆Q

P≤ 1, 646% (3.15)

− 5, 194% ≤ ∆Q

P≤ 4, 818% (3.16)

− 17, 35% ≤ ∆P

P≤ 29, 13% (3.17)

− 24, 38% ≤ ∆P

P≤ 38, 408% (3.18)

3.6 Condicoes de teste para os metodos de deteccao

de ilhamento

A carga RLC, mostrada na Figura 3.10, e definida pelas equacoes (3.19), (3.20),

(3.21) e (3.22). R e a resistencia da carga, C e a capacitancia da carga, L e a indutancia

da carga e P a potencia ativa injetada na rede eletrica pelo sistema grid-tie. Para validar

os metodos de deteccao de ilhamento, a carga RLC deve ser modelada para seguir alguns

requisitos de teste. O primeiro requisito de teste leva em conta a frequencia de ressonancia

que deve estar condizente com a frequencia de operacao da rede de distribuicao [65].

Figura 3.10: Diagrama simplificado de um sistema de geracao distribuıda conectado a redeeletrica alimentando uma carga local no ponto de acoplamento comum (PAC).


O segundo requerimento de teste requer que a tensao no PAC esteja nos intervalos

impostos pela norma do paıs [66]. Respeitando esses requisitos, que representam o pior

caso, onde nao existe variacao na potencia ativa e reativa do sistema e da carga RLC

conectada ao PAC quando a rede eletrica deixar de funcionar, os metodos de deteccao de

ilhamento podem ser testados e validados. A equacao (3.23) apresenta o fator de qualidade

(Qf ) para a carga RLC. O valor para este parametro e definido pelo padrao de teste que

sera adotado para a validacao do metodo de deteccao ilhamento.

R =Vrms

P(3.19)

L =V 2rms

(2πf0QfP )(3.20)

C =QfP

(2πf0V 2rms)

(3.21)

f0 =1

2π√LC

(3.22)

Qf = R

√C

L(3.23)

70

Capıtulo 4

Resultados

4.1 Introducao

Neste capıtulo, apresentam-se os resultados de simulacao e suas comprovacoes

experimentais. Os resultados de simulacao foram obtidos atraves do software PSIM e os

resultados experimentais por meio de um sistema experimental com dois inversores de dois

estagios que foram construıdos em laboratorio. Inicialmente, descreve-se a simulacao e a

construcao dos dois inversores que sao conectados a rede eletrica de distribuicao de baixa

tensao de 127 V . Em seguida, realizam-se analises dos metodos de anti-ilhamento para

diferentes cenarios de operacao.

O primeiro cenario consiste nos testes de anti-ilhamento para a operacao de apenas

um sistema conectado a rede eletrica. No segundo cenario, dois sistemas fotovoltaicos

conectados a mesma carga RLC sao analisados. Por ultimo, avalia-se o resultado da

deteccao de ilhamento com a comunicacao entre os dois sistemas fotovoltaicos conectados

em pontos diferentes da rede eletrica.

4.2 Construcao dos dois sistemas monofasicos de dois

estagios conectados a rede eletrica

A estrutura de dois estagios de conversao foi utilizada por permitir o desacopla-

mento entre a tensao de entrada do estagio CC e de saıda do inversor conectado a rede

eletrica. O estagio CC e responsavel pelo controle da tensao de entrada do conjunto fo-

tovoltaico, o que permite ao conversor CC-CC trabalhar em uma faixa maior de tensoes

de entrada. Outra caracterıstica desse tipo de topologia consiste na modularizacao do

sistema, permitindo que varios conversores CC-CC sejam conectados a um unico estagio

CC-CA. Essa abordagem foi utilizada para facilitar a implementacao do inversor fotovol-

taico monofasico de dois estagios. Para valida-los, cada parte foi simulada e testada em

bancada experimental para garantir que o modelo tenha as especificacoes descritas nos

Capıtulo 4. Resultados 71

capıtulos anteriores.

Na sequencia dos testes, os dois estagios foram acoplados por meio do barramento

CC para serem testados. O ultimo teste foi a inclusao dos metodos de anti-ilhamento no

sistema. Dois sistemas foram construıdos seguindo esses passos. A Figura 4.1 mostra a

bancada experimental construıda. O esquematico da bancada experimental e apresentado

na Figura 4.2, na qual se observam as partes integrantes do inversor conectado a rede

eletrica.

Sistema de geração distribuída 2 Sistema de geração distribuída 1

Figura 4.1: Bancada experimental construıda.

Na Figura 4.3, apresenta-se a placa de controle utilizada. O DSP (Digital Sig-

nal Processing) adotado consiste no TMS320F28335 da Texas Inc. Este DSP proporciona

varias funcionalidades interessantes para a implementacao dos sistemas fotovoltaicos: con-

versor A/D de alta velocidade e boa resolucao, periferico de PWM e alta capacidade de

processamento de dados. Vale ressaltar que cada SGD possui sua propria placa de controle

e DSP.

O modulo de potencia utilizado na construcao dos inversores fotovoltaicos, mos-

trado na Figura 4.4, consiste em um conjunto de chaves de potencia SKS 27F B6U+B6CI

10 V6 da empresa SEMIKRON. Este e constituıdo de um inversor trifasico com banco de

capacitores de 2250 µF com maxima tensao no barramento CC de 350 V . Sua frequencia

de chaveamento e de ate 20 kHz. Os valores nominais para tensao e corrente de saıda sao,

respectivamente, de 240 Vrms e 27 Arms. Um par de IGBTs foi utilizado para a imple-

mentacao do conversor boost e os outros dois pares para o inversor monofasico em ponte


R L C

2T

4T

5T

3T

6T

Conjuntofotovoltaico 1

Lpv1

Linv1

Vcc1

Vpv1


RL11 : 6

Isgd1Ipv1


Lpv2

Linv2

Vcc2

Vpv2


RL21 : 6

Isgd2Ipv2

Igrid2

Igrid1

Igrid

Sistema de geração distribuída 1


7T

8T

9T

10T

11T

Redeelétrica(127V)

Disjuntor 1

Zgrid

Figura 4.2: Esquemas dos inversores monofasicos e sua conexao com a rede eletrica.

Figura 4.3: Placa de controle com o processador TMS320F28335 da Texas.

completa.

O banco de capacitores foi utilizado como elo CC. Alem do modulo, e possıvel

observar os indutores usados para cada estagio, o capacitor de entrada do sistema fotovol-

taico e as placas de sensores de tensao e corrente. Foram utilizados os sensores de efeito

Hall LEM LV 25-P e LEM LTS 25-NP para medir as tensoes e correntes, respectivamente.

Na Figura 4.5 apresenta-se a carga RLC utilizada para a analise dos metodos de

anti-ilhamento e o transformador usado para a conexao com a rede eletrica.

Para que os dois sistemas monofasicos de dois estagios conectados a rede eletrica


Figura 4.4: Modulo SKS 27F B6U+B6CI 10 V6 da SEMIKRON, placas de aquisicao e condici-onamento de sinais analogicos, entre outros componentes do inversor grid-tie.

Figura 4.5: Carga RLC conectada ao ponto de acoplamento comum usada para os testes dosmetodos de anti-ilhamento.


fossem testados, foram utilizados dois emuladores fotovoltaicos ilustrados na Figura 4.6.

Figura 4.6: Simuladores fotovoltaicos utilizados nos experimentos. Simulador Agilent E4350B8A, 480 V mostrado a esquerda e simulador TerraSAS ETS 600/25 da AMETEK a direita.

4.2.1 Estagio boost

As Figuras 4.7(a), 4.8(a), 4.8(b) e 4.9 apresentam os resultados obtidos em si-

mulacao e experimentalmente. Observa-se que nos quatro resultados o conversor opera

conforme o esperado. Nota-se nas Figuras 4.8(b) e 4.9 a diferenca de resposta dos dois

simuladores fotovoltaicos com a mesma malha de controle, o simulador fotovoltaico Agi-

lent possibilitou melhor resposta com o controlador projetado. Essa diferenca consiste na

forma como os simuladores foram contruıdos. Um sistema com controle por histerese foi

implementado para manter a tensao de saıda do inversor no valor desejado para que o

teste do controle da tensao de entrada fosse feito e testado experimentalmente, conforme

mostra a Figura 4.7(b).

Na Figura 4.7(a) apresenta-se o resultado experimental com o uso do controle

por histerese. Seu funcionamento se baseia no fechamento e na abertura do transistor T5.

Quando a tensao passa do valor desejado de 60, 5V a chave e fechada, fazendo com que

se permita a passagem de uma corrente pelo resistor Rh de 98, 6Ω. Essa corrente causa o

decrescimo da tensao Vcc. Quando esta corrente passa a ser menor do que o valor inferior

de tensao de referencia (59, 5V ), a chave e aberta. O controle por histerese foi utilizado

nos testes preliminares, antes da implementacao fısica do inversor. As Figuras 4.8 e 4.9

mostram os resultados obtidos com o controle do conversor boost, sendo que a tensao de

saıda esta sendo controlada pela malha de controle do inversor. O conjunto fotovoltaico

utilizado nas simulacoes consiste no modelo fısico do painel fotovoltaico fornecido pelo

software PSIM. A Tabela 4.1 mostra os parametros utilizados para os testes de simulacao

e experimentais.

Tabela 4.1: Parametros para o conversor boost.

Parametros Valores

Vpvoc 37 V

Vpvmp 30 V

Ipvsc 6 A

Ipvmp 5 A

VCC 60 V


50.00ms/div

1MS/s500kS

C1 Vpv

17V/div

C2 C3 VccVpv_ref

17V/div 20.5V/div

(a)

4T


LpvVcc

Vpv

Estágio Boost

Ipv

Controle porhisterese

Rh

5T

(b)

Figura 4.7: Teste preliminar do controle da tensao fotovoltaica na entrada do conversor boostcom o uso do controle por histerese. a) C1: Tensao fotovoltaica (Vpv), C2: Tensao fotovoltaicade referencia (Vpv ref), C3: Tensao do link CC (Vcc) obtidas experimentalmente usando osimulador fotovoltaico Agilent E4350B 8A, 480V e b) Diagrama da implementacao em bancadaexperimental do conversor elevador de tensao (Rh = 96, 8Ω).

2.4 2.45 2.5 2.55 2.6 2.65 2.7 2.75 2.80

1020304050

Tensão fotovoltaica (Vpv)

Ten

são

[V]

2.4 2.45 2.5 2.55 2.6 2.65 2.7 2.75 2.80123456

Corrente fotovoltaica (Ipv)

Cor

rent

e [A

]

2.4 2.45 2.5 2.55 2.6 2.65 2.7 2.75 2.80

153045607590

Tensão do link CC (Vcc)

Ten

são

[V]

Tempo[s]

(a) (b)

Figura 4.8: Teste do controle do conversor boost em simulacao e experimental. a) Tensao (Vpv),corrente (Ipv) fotovoltaicas e tensao do link CC (Vcc) obtidas em simulacao e b) C2: Tensaodo link CC (Vcc) , C3: Corrente fotovoltaica (Ipv), C4: Tensao fotovoltaica (Vpv) obtidas embancada usando o simulador fotovoltaico Agilent E4350B 8A, 480V e b)

4.2.2 Estagio inversor

O segundo estagio tem como funcao controlar a tensao do link CC e a corrente

de saıda do inversor. O circuito de teste para o inversor e ilustrado na Figura 4.11,

que permitiu avaliar o estagio CC-CA sem considerar a presenca do estagio CC-CC. Na

Figura 4.10 observa-se a acao dos dois controladores. Verifica-se que a tensao do link CC

de referencia foi obtida e os resultados em simulacao e experimental sao similares.

Para diminuir sobrepicos de tensao e corrente, foi utilizada uma rampa de refe-

rencia na tensao do link CC para que o controle funcionasse de forma suave. E importante

mencionar que o PLL entra em operacao e e estabilizado antes do inıcio do funcionamento


Figura 4.9: Teste do controle do conversor boost. C1: Tensao fotovoltaica (Vpv), C2: Correntefotovoltaica (Ipv), C3: Tensao do link CC (Vcc) obtidas experimentalmente usando o simuladorfotovoltaico TerraSAS ETS 600/25 da AMETEK

da malha de controle do inversor.

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.80

10

20

30

40

50

60

70Tensão do link CC (Vcc)

Ten

são

[V]

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8−2

−1.2

−0.4

0.4

1.2

2Corrente de saída (Isgd2) do SGD2

Cor

rent

e [A

]

Tempo[s]

(a) Tensao do link CC estabilizada em 60 V e acorrente consumida pelo inversor obtidas em simu-lacao.

(b) C1: Corrente medida na saıda do inversor e C2:Tensao do link CC estabilizada em 60 V obtidas embancada experimental.

Figura 4.10: Teste do controle do conversor CC-CA em simulacao e experimental.

4.2.3 Inversor fotovoltaico monofasico de dois estagios conectado

a rede eletrica

Apos a validacao individual dos dois estagios, foi feito o acoplamento do primeiro

estagio com o segundo estagio. Esse acoplamento esta ilustrado em detalhe na Figura 4.11.

Nela o sistema fotovoltaico completo e apresentado.



Lpv Linv

Vcc

Vpv

Redeelétrica(127V)


RL

Isgd2

Igrid

Ipv

+

-v

MPPTControle detensão Vpv

Vpv*

S1

A/D

S5 +

-v

Controle detensão Vcc

Controle decorrente Isgd2

PLL

S2

S5

S3 S4

S1

S2 S4

S3

+

-v

+

-v

Vgrid

Proteções de sobre esub frequência

Relé 1

Relé 2 Disjuntor 1

Vpv_d

A/D

A/DA/DA/DA/D

Vgrid_d

Isgd2_d

Vcc_d

Ipv_d

Vpv_d

fgrid

Proteções de sobre/subtensão e sobre/sub corrente

Zgrid1 : 6

Transformador

Figura 4.11: Sistema fotovoltaico com inversor monofasico de dois estagios conectado a redeeletrica.

Nas Figuras 4.12(a) e 4.12(b), apresentam-se o funcionamento do SGD com a

juncao dos dois estagios de conversao. O SGD comeca em t = 0s com o carregamento do

capacitor do link CC por retificacao, usando os diodos antiparalelos do inversor. Nesse

ponto, o controle do inversor nao esta funcionando. Isso e feito para diminuir o pico de

tensao no barramento CC quando o inversor comecar a operar. Quando o capacitor esta

carregado com uma tensao referente a tensao de saıda do inversor, o controle do mesmo

comeca a atuar em t = 0, 5s para elevar a tensao do barramento. O inversor finaliza a

carga do capacitor seguindo a referencia de tensao do link CC ate alcancar o seu valor de

regime permanente de aproximadamente 60 V em t = 1, 87s. Em t = 2, 47s, o primeiro

estagio inicia o processo de injecao de energia do conjunto fotovoltaico ao barramento CC.

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 50

1020304050

Tensão fotovoltaica (Vpv)

Ten

são

[V]

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 50123456

Corrente fotovoltaica (Ipv)

Cor

rent

e [A

]

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 50

153045607590

Tensão do link CC (Vcc)

Ten

são

[V]

Tempo[s]

(a) Tensao fotovoltaica (Vpv), corrente fotovoltaica

(Ipv) e tensao do link CC (Vcc) - Simulacao.

Roll 500.00 ms/div

100 kS/s500kS30 V/div

C2 C3 Ipv C4 VpvVcc

5 A/div 30 V/div

Início de operação do conversorBoost

Início de operação do Inversor

(b) C2: Tensao fotovoltaica (Vpv) , C3: Corrente

fotovoltaica (Ipv) e C4: Tensao do link CC (Vcc) -

Bancada Experimental.

Figura 4.12: Teste das malhas de controle do inversor monofasico de dois estagios conectados arede eletrica.


Vale ressaltar que a energia usada para este carregamento e proveniente da rede

eletrica. Depois disso, o primeiro estagio passa a injetar potencia no link CC. Esses passos

foram feitos para garantir a operacao correta do sistema. A Tabela 4.2 apresenta os

parametros do SGD.

Tabela 4.2: Especificacao de projeto do sistema fotovoltaico monofasico conectado a redeeletrica.

Especificacao do sistema de geracao fotovoltaica

Parametros Valores usados

Lpv 5mH

Cpv 1000µF

Linv 5mH

RL 0,12Ω

Ns/Np 1:6

Ccc 2250µF

Pmax 250W

Vpvoc 37V

Vpvmp 30V

Ipvsc 9A

Ipvmp 8A

Vcc 60V

As Figuras 4.13 e 4.14 ilustram o teste do controle da corrente de saıda dos in-

versores. A distorcao harmonica total da corrente injetada pelo SGD1, Figura 4.15, e de

3,48% e do SGD2, Figura 4.16, de 3,04%, ficando no valor estipulado pelo padrao IEEE

STD 519-1992. A THD da tensao da rede, Figura 4.17, no momento das medicoes e de

2,02%.

0 1 2 3 4 5−20

−15

−10

−5

0

5

10

15

20

Tempo[s]

Cor

rent

e [A

]

Corrente de saída do inversor

(a) Corrente de saıda do SGD2 - Simulacao.

Roll 500 ms/div

100 kS/s500kS

C4 Isgd2

5 V/div

(b) C4: Corrente de saıda do SGD2- Experimental

Figura 4.13: Teste do controle da corrente de saıda do inversor.


0.45 0.46 0.47 0.48 0.49 0.5 0.51−200

−150

−100

−50

0

50

100

150

200

250

300

Tempo[s]

Ten

são

[V] C

orre

nte

[A]

Tensão − V

grid

Corrente − Isgd1

(x20)

Corrente − Isgd2

(x15)

(a) (b)

Figura 4.14: Teste do controle da corrente de saıda do inversor. a) Correntes de saıda dosinversores - Simulacao e b) C1: Tensao da rede eletrica, C3: Corrente de saıda do SGD2 e C4:Corrente de saıda do SGD1 - Experimental.

Figura 4.15: Formas de onda de tensao e corrente de saıda e medida da distorcao harmonicatotal de 3,48% para o SGD1.


Figura 4.16: Formas de onda de tensao e corrente de saıda e medida da distorcao harmonicatotal de 3,04% para o SGD2.

Figura 4.17: Formas de onda de tensao e corrente de saıda e medida da distorcao harmonicatotal de 2,02% para a rede eletrica.

A Figura 4.18 mostra o funcionamento do metodo P&O para detectar o ponto de

maxima potencia. A tensao dos paineis solares e continuamente regulada pelo metodo e

pelo controlador da tensao de entrada do conversor CC-CC. Para o metodo P&O, foi usado

um degrau ∆v de 0,5V. E possıvel perceber os degraus de tensao na busca da maxima

potencia.


A amplitude da corrente injetada na rede eletrica segue a variacao da potencia

retirada do sistema fotovoltaico. Foram incluıdos nesta figura degraus de tensao de refe-

rencia de forma a mostrar que o controlador foi capaz de controlar a tensao de entrada do

conversor.

Método P&O habilitado

35.5 V

30 V

25 V20 V

15 V

Início de operação do conversor Boost.

Degraus de tensão

C1 Vpv

40 V/div

C2 Ipv

19 V/div

C4 Isgd1

10 A/div

C3Vcc

6 A/divRoll 10.00 s/div

5 kS/s500 kS

Início de operação do Inversor.

Figura 4.18: Formas de onda ilustrando o funcionamento do metodo de Pertubacao e Observacaopara encontrar o ponto de maxima potencia do conjunto fotovoltaico. A tensao permanecedentro de uma faixa estreita de valores proximos da maxima potencia. C1: Tensao do conjuntofotovoltaico (Vpv), C2: Tensao do link CC (Vcc), C3: Corrente do conjunto fotovoltaico (Ipv) eC4: Corrente (Isgd1) injetada pelo SGD1.

A Figura 4.19 mostra a interface grafica do simulador fotovoltaico TerraSAS. O

software permite em tempo real identificar o ponto de tensao e potencia que o conjunto

fotovoltaico esta trabalhando. E possıvel perceber que o controlador em conjunto com o

metodo P&O conseguiu um aproveitamento de 99,55% da energia gerada.


Figura 4.19: Reproducao da tela do software controlador do simulador TerraSAS mostrando aoperacao do sistema no ponto de maxima potencia.

4.3 Analise dos metodos de anti-ilhamento

Esta secao mostra os resultados de testes feitos com os sistemas de deteccao de

ilhamento. Os testes sao realizados com a colocacao de uma carga RLC sintonizada no

ponto de acoplamento do inversor com a rede eletrica.

Como foi descrito no Capıtulo 4, e necessario que a carga RLC seja escolhida de

forma que a frequencia de ressonancia fique com valores proximos de 60 Hz e a tensao

fique por volta de 180 V de pico quando a rede eletrica deixar de funcionar. Os valores

encontrados com base nas formulas apresentadas no capıtulo citado para o indutor, capa-

citor e resistencia sao: 178,3mH, 39,47µF e 67,2Ω, respectivamente. Os testes foram feitos

de acordo com o padrao ABNT NBR IEC 62116.

Tabela 4.3: Especificacao da carga RLC para os testes de anti-ilhamento.

Carga RLC

Parametros Valores usados

L 178,3mH

C 39,4µF

R 67,2Ω

Qf 1

A analise dos metodos de anti-ilhamento e feita com os resultados obtidos por

simulacao e experimentalmente. Tres arranjos sao analisados: um sistema fotovoltaico


conectado ao PAC, dois sistemas fotovoltaicos no mesmo PAC e dois sistemas fotovoltaicos

conectados em diferentes PACs.

4.3.1 Um sistema fotovoltaico conectado ao PAC

A Figura 4.20 ilustra o primeiro cenario analisado. O sistema fotovoltaico e ilhado

por meio do disjuntor 1. A falha e criada manualmente pela desconexao da rede eletrica

por este disjuntor. Inicialmente, o sistema foi testado apenas com os metodos passivos de

sub/sobre frequencia e tensao, e em seguida com os metodos AFD e AFDPF.

2T

4T

5T

3T

6T


Lpv2

Linv2

Vcc2

Vpv2


RL21 : 6

Isgd2Ipv2


R L C

Igrid

Redeelétrica(127V)

Disjuntor 1

Zgrid

Figura 4.20: Um sistema de geracao distribuıda conectado ao ponto de acoplamento comum.

Ilhamento do sistema - Simulacao

Nas Figuras 4.21 e 4.22 verificam-se os comportamentos do sistema de geracao

quando a rede eletrica e desconectada e o sistema fica ilhado. No primeiro caso, cujos

resultados estao na Figura 4.21, usou-se uma carga RLC com fator de qualidade Qf = 3 e

no segundo caso, da Figura 4.22, usou-se uma carga com um fator de qualidade Qf = 1.

Nestes casos, o SGD tem apenas os metodos passivos de tensao e frequencia. E possıvel

notar que a frequencia de ressonancia da tensao foi mantida em valores proximos de 60

Hz. A tensao e mantida pela carga resistiva que esta conectada ao ponto de acoplamento

comum. Os metodos passivos foram incapazes de detectar o ilhamento, pois os valores de

frequencia e tensao continuaram nos valores estipulados pela norma.


0.95 1 1.05−200

−150

−100

−50

0

50

100

150

200

250

300

Tempo[s]

Cor

rent

e [A

] Ten

são

[V]

Corrente − I

sgd(x4)

Tensão − Vgrid

Sinal de falha (x100)

(a) Corrente de saıda do inversor (Isgd), tensao da

rede eletrica (Vgrid) e sinal de falha da rede eletrica.

0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 250

52

54

56

58

60

62

64

66

68

70

Tempo[s]

Fre

quên

cia

[Hz]

FrequênciaSinal de falha (x65)

(b) Frequencia gerada pelo PLL a partir da rede

eletrica no PAC.

Figura 4.21: Resultados de simulacao obtidos com o ilhamento do sistema de geracao distribuıdapara a carga RLC com fator de qualidade Qf = 3 - Simulacao.

0.95 1 1.05−200

−150

−100

−50

0

50

100

150

200

250

300

Tempo[s]

Cor

rent

e [A

] Ten

são

[V]

Corrente − I

sgd(x4)

Tensão − Vgrid

Sinal de falha (x100)

(a) Corrente de saıda do inversor (Isgd), tensao da

rede eletrica (Vgrid) e sinal de falha da rede eletrica.

0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 250

52

54

56

58

60

62

64

66

68

70

X: 1.93Y: 60.5

Tempo[s]

Fre

quên

cia

[Hz]

FrequênciaSinal de falha (x65)

(b) Frequencia gerada pelo PLL a partir da rede

eletrica no PAC.

Figura 4.22: Resultados de simulacao obtidos com o ilhamento do sistema de geracao distribuıdapara a carga RLC com fator de qualidade Qf = 1 - Simulacao.

Ilhamento do sistema - Bancada experimental

Nas Figuras 4.23 e 4.24 apresentam-se os resultados obtidos com testes do ilha-

mento do sistema de geracao na bancada experimental. Observa-se que o sistema perma-

nece ilhado por mais de 16 minutos, quando o SGD tem apenas os metodos passivos de

tensao e frequencia. A frequencia de ressonancia e mantida pela carga RLC em valores

muito proximos de 60 Hz. Os metodos passivos foram incapazes de detectar o ilhamento.

Percebe-se na Figura 4.24(a) distorcoes na corrente Igrid quando a rede eletrica principal

esta em operacao. Essas distorcoes sao causadas pelas harmonicas de baixa ordem geradas


pelas cargas nao lineares conectadas a rede eletrica. As harmonicas de baixa ordem quando

fluem atraves do capacitor causam distorcoes na corrente da carga RLC. Quando ocorre o

ilhamento essas distorcoes sao atenuadas, pois as harmonicas fornecidas pelo inversor sao

de alta ordem.

Figura 4.23: Tensao da rede e correntes dos inversores com o sistema fotovoltaico ilhado comos metodos passivos de sobre/sub frequencia e sobre/sub tensao. C1: Tensao da rede eletrica(Vgrid), C2: Corrente da rede eletrica (Igrid) e C3: Corrente de saıda do SGD2 (Isgd2) - Bancadaexperimental.

As frequencias de saıda do bloco PLL para todos os ensaios foram obtidas por meio

do DSP Oscilloscope do PSIM, apresentada pela Figura 4.25. Esta ferramenta permite a

obtecao dos dados do microcontrolador em tempo real atraves de comunicacao serial e os

mostra em ambiente grafico.

Desvio de frequencia ativo - Simulacao

O primeiro metodo ativo de anti-ilhamento analisado e o de desvio de frequencia

ativo conhecido na literatura por Active frequency drift ou pela sigla AFD. A Figura 4.26

ilustra a corrente de saıda do inversor. Dois δf foram usados: 0,54 e 1,5. O primeiro

δf nao conseguiu desviar a frequencia da tensao no PAC ate atingir a sobre frequencia,

como mostra a Figura 4.27. Entretanto, para valores maiores o metodo conseguiu desviar

a frequencia. Para δf = 1,5, como mostra a Figura 4.28, o metodo detectou o ilhamento

do sistema em 0,108s (6,5 ciclos da rede eletrica).


(a) Momento da ocorrencia do ilhamento. C1: Ten-sao da rede eletrica (Vgrid), C2: Corrente da redeeletrica (Igrid), C3: Corrente de saıda do SGD2(Isgd2) e C4: Frequencia gerada pelo PLL - Ban-cada experimental.

(b) Frequencia gerada pelo PLL - Bancada experi-mental.

Figura 4.24: Resultados obtidos com o sistema fotovoltaico ilhado com os metodo passivos desobre/sub frequencia e tensao.

Figura 4.25: Reproducao da tela do software DSP Oscilloscope do PSIM.

Desvio ativo de frequencia - Bancada experimental

A Figura 4.30 mostra o resultado experimental com δf = 1,5. O metodo AFD

conseguiu desviar a frequencia do sistema para que o inversor fosse capaz de detectar a

falha da rede. Com o metodo foram necessarios 38 ciclos da rede eletrica para a deteccao

de ilhamento. Com δf = 0,6, o sistema nao foi capaz de detectar o ilhamento do sistema.


0.665 0.67 0.675 0.68 0.685 0.69 0.695−20

−15

−10

−5

0

5

10

15

20

Tempo[s]

Cor

rent

e [A

]

Isgd2

Figura 4.26: Corrente de saıda do inversor com o metodo AFD para δf = 1, 5. - Simulacao.

1 1.2 1.4 1.6 1.8 2−20

0

20

[A]

1 1.2 1.4 1.6 1.8 2−200

0

200

[V]

1 1.2 1.4 1.6 1.8 250

55

60

65

[Hz]

1 1.2 1.4 1.6 1.8 20

1

2

Sin

al

Tempo[s]

Figura 4.27: O metodo AFD com δf = 0,54 nao conseguiu desviar a frequencia para que adeteccao do ilhamento do sistema fosse alcancada. As formas de onda mostradas sao: correntede saıda do SGD, tensao no PAC, frequencia de saıda do PLL e sinal de falha da rede eletrica.

A Figura 4.29 mostra a distorcao total harmonica para δf = 1, 5, ficando em torno de

4,52%.


0.96 0.98 1 1.02 1.04 1.06 1.08 1.1 1.12−20

0

20

[A]

0.96 0.98 1 1.02 1.04 1.06 1.08 1.1 1.12−200

0

200

[V]

0.96 0.98 1 1.02 1.04 1.06 1.08 1.1 1.1255

60

65

[Hz]

0.96 0.98 1 1.02 1.04 1.06 1.08 1.1 1.120

1

2

Sin

al

Tempo[s]

Figura 4.28: O metodo AFD com δf = 1,5 conseguiu desviar a frequencia e o inversor foidesconectado da rede eletrica. As formas de onda mostradas sao: corrente de saıda do SGD,tensao no PAC, frequencia de saıda do PLL e sinal de falha da rede eletrica.

Figura 4.29: Formas de onda de tensao e corrente e medida da distorcao harmonica total decorrente de 4,52% para o metodo AFD com δf = 1, 5.

Desvio ativo de frequencia com realimentacao positiva - Bancada experimental

Para o segundo metodo de anti-ilhamento, conhecido na literatura por Active

frequency drift with positive feedback ou pela sigla AFDPF, os valores testados para k sao:


(a) C1: Tensao da rede eletrica (Vgrid) e C3: cor-rente de saıda do SGD2 (Isgd2), Active frequencydrift com δf = 1,5.

(b) C1: Tensao da rede eletrica (Vgrid), C2: correnteda rede eletrica (Igrid), C3: corrente de saıda doSGD2 (Isgd2) e C4: frequencia do PLL.

Figura 4.30: Resultados experimentais ilustrando a deteccao de ilhamento do sistema pelometodo AFD depois de 38 ciclos da rede.

k = 0, 01, k = 0, 02 e k = 0, 03. Na perda da conexao com a rede eletrica, o metodo

conseguiu aumentar a frequencia da tensao e detectar o ilhamento nos tres casos, como

mostram as Figuras 4.31, 4.32 e 4.33.

Foi observado que para pequenos valores de k, foram suficientes para causar in-

crementos da frequencia quando o sistema esta isolado. Observa-se que ha uma tendencia

dos metodos de anti ilhamento ativos, que proporcionam deteccoes rapidas de falhas da

rede eletrica, de serem mais invasivos ao sistema eletrico de distribuicao.

(a) C1: Tensao da rede eletrica (Vgrid), C2: Cor-rente da rede eletrica (Igrid) e C3: Corrente de saıdado SGD2 (Isgd2).

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.50

10

20

30

40

50

60

Tempo[s]

Fre

quên

cia

[Hz]

4 4.2 4.459.5

60

60.5

61

61.5

62

(b) Frequencia do PLL com o metodo AFDPF -Bancada experimental.

Figura 4.31: Resultados experimentais ilustrando a deteccao de ilhamento pelo metodo AFDPFcom k = 0,01 depois de 26 ciclos da rede eletrica.



8 8.5 9 9.5 10 10.5 11 11.50

10

20

30

40

50

60

Tempo[s]

Fre

quên

cia

[Hz]

10.8 11 11.2 11.459.5

60

60.5

61

61.5

62


Figura 4.32: Resultados experimentais ilustrando a deteccao de ilhamento pelo metodo AFDPFcom k = 0,02 depois de 20 ciclos da rede.


9 9.5 10 10.5 110

10

20

30

40

50

60

Tempo[s]

Fre

quên

cia

[Hz]

10.8 11 11.259.5

60

60.5

61

61.5

62


Figura 4.33: Resultados experimentais ilustrando a deteccao de ilhamento pelo metodo AFDPFcom k = 0,03 depois de 15 ciclos da rede.

Ensaio com descasamento de potencia reativa no PAC

A frequencia de ressonancia e dependente dos componentes capacitivos e induti-

vos conectados ao ponto de acoplamento comum. Na Figura 4.34 observa-se a variacao de

frequencia causada pelo descasamento da potencia reativa entre a carga RLC e o sistema

distribuıdo quando a frequencia de ressonancia da carga e diferente da frequencia de ope-

racao da rede eletrica. Para melhor visualizacao, as protecoes de sobre/sub frequencia e

sobre/sub tensao foram desabilitadas, o que permite notar que a frequencia de ressonancia

do sistema ficou em torno de 75 Hz. Com as protecoes habilitadas, o SGD detectaria o


aumento de frequencia no PAC e se desconectaria.

Figura 4.34: Variacao de frequencia causada peelo descasamento de potencia reativa no PAC.A frequencia de ressonancia da carga RLC ficou em torno de 75 Hz - Bancada experimental.

Ensaios com cargas R, RC e RL - Metodos passivos de sub/sobre frequencia e

tensao

Nos ensaios com cargas R, RC e RL foram usados apenas os metodos passivos de

sub/sobre tensao e sub/sobre frequencia. O primeiro ensaio, Figura 4.35, consiste no uso

de apenas carga resistiva, que origina a potencia ativa da carga conectada ao ponto comum

de conexao. Apos a desconexao da rede, a frequencia aumenta ate atingir a protecao de

sobre frequencia. Isso ocorreu depois de 18 ciclos da rede eletrica. Como a carga e apenas

resistiva, o SGD perde a referencia de fase da rede, o que causa instabilidade no sistema.

Isto faz com que ocorra um rapido deslocamento do ponto de trabalho do conversor para

fora da zona de nao deteccao do metodo.


(a) C1: Tensao da rede eletrica (Vgrid), C2: Cor-

rente da rede eletrica (Igrid) e C3: Corrente de saıda

do SGD2 (Isgd2).

0 2 4 6 8 10 120

10

20

30

40

50

60

Tempo[s]

Fre

quên

cia

[Hz]

Frequência − Sgd2

11.3 11.4 11.5 11.659.5

60

60.5

61

61.5

(b) Frequencia do PLL - Bancada experimental.

Figura 4.35: Deteccao de ilhamento pelo metodo passivo de sub/sobre frequencia depois de 18ciclos da rede.

O segundo ensaio, cujos resultados sao mostrados na Figura 4.36, consiste no uso

de carga RC. A corrente da carga RC esta adiantada devido a potencia reativa absor-

vida pelo capacitor. A frequencia, ao contrario do primeiro ensaio, decresce ate atingir a

protecao de subfrequencia.


0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 40

10

20

30

40

50

60

Tempo[s]

Fre

quên

cia

[Hz]


3.4 3.5 3.658

59

60



O terceiro ensaio, cujos resultados sao mostrados na Figura 4.37, consistiu no uso

de carga RL. A corrente de saıda do inversor que alimenta a carga RL esta atrasada em

relacao a tensao no PAC devido a potencia reativa consumida pelo indutor da carga. Ao


contrario da carga RC, a carga RL aumenta a frequencia da tensao ate alcancar a protecao

de sobrefrequencia.


0 1 2 3 4 5 6 70

10

20

30

40

50

60

Tempo[s]

Fre

quên

cia

[Hz]


7.15 7.2 7.25

60

60.5

61



Tabela com os tempos de deteccao para o primeito cenario

A Tabela 4.4 apresenta os tempos de deteccao para os metodos de anti-ilhamento

referente aos resultados experimentais. E possıvel perceber que o metodo AFDPF se

mostrou com melhor desempenho do que o metodo AFD. Os metodos passivos de sobre/sub

tensao e sobre/sub frequencia apresentaram bons resultados quando havia descasamento

de potencias reativa e ativa.

Tabela 4.4: Tabela com os tempos de deteccao para os metodos de anti-ilhamento referentesaos resultados experimentais.

Tabela

Metodo de AI Tempo de deteccao (s)

AFD com δf=0,54 Nao detectado

AFD com δf=1,5 0,63s

AFDPF com k=0,01 0,43s

AFDPF com k=0,02 0,33s

AFDPF com k=0,03 0,25

OUF com carga R 0,3s

OUF com carga RC 0,05s

OUF com carga RL 0,03s


4.3.2 Paralelismo de sistemas de geracao distribuıda no mesmo

PAC

Figura 4.38 ilustra a configuracao do paralelismo de sistemas de geracao distri-

buıda conectada ao mesmo PAC. Nesta secao sao analisados os efeitos que um sistema

fotovoltaico pode causar na deteccao de falhas da rede eletrica em outros sistemas de ge-

racao. Varios cenarios sao analisados. O primeiro cenario leva em conta dois SGDs com

apenas metodos passivos. O segundo cenario trata de um SGD com o metodo AFD e o

segundo SGD sem metodo ativo. No terceiro cenario, os dois sistemas possuem o metodo

AFD. Os mesmos testes tambem sao feitos para o metodo AFDPF.

R L C

2T

4T

5T

3T

6T


Lpv1

Linv1

Vcc1

Vpv1


RL11 : 6

Isgd1Ipv1


Lpv2

Linv2

Vcc2

Vpv2


RL21 : 6

Isgd2Ipv2

Igrid2

Igrid1

Igrid



7T

8T

9T

10T

11T

Redeelétrica(127V)

Disjuntor 1

Zgrid

Figura 4.38: Paralelismo de sistemas de geracao distribuıda conectados ao mesmo ponto deacoplamento.

Ilhamento dos sistemas de geracao distribuıda - Simulacao

A Figura 4.39 mostra os resultados obtidos pela simulacao de dois sistemas conec-

tados ao mesmo ponto de conexao comum com a rede eletrica. Cada sistema injeta 50 % da

potencia necessaria para que condicoes de ilhamento possam ocorrer. Apos o desligamento

da rede eletrica os dois sistemas ficam ilhados. E possıvel notar que a frequencia dos dois

sao praticamente iguais, pois estao alimentando a mesma carga RLC. Diferentemente da

analise anterior, que tratava apenas de um sistema fotovoltaico, neste caso a frequencia

de ressonancia nao ficou em valores muito proximos de 60 Hz, mas ficou no intervalo que

a norma requer para que o inversor nao se desligue. Os metodos passivos, neste caso, nao

conseguem detectar a falha da rede eletrica.


0.95 0.9667 0.9833 1 1.0167 1.0333 1.05 1.0667 1.0833 1.1-200-120

-4040

120200

[V][A

]

0.95 0.9667 0.9833 1 1.0167 1.0333 1.05 1.0667 1.0833 1.1-200-120

-4040

120200

[V][A

]

0.95 0.9667 0.9833 1 1.0167 1.0333 1.05 1.0667 1.0833 1.10

20

40

60

80

[Hz]

0.95 0.9667 0.9833 1 1.0167 1.0333 1.05 1.0667 1.0833 1.10

20

40

60

80

[Hz]

Tempo[s]

VpacSinal de

desconexão

Vpac

sgd1Frequência

sgd2Frequência

sgd1I 15´

sgd2I 15´

Figura 4.39: Ilhamento dos dois sistemas fotovoltaicos conectados ao mesmo ponto de acopla-mento comum. As formas de onda mostradas sao: corrente de saıda, tensao no PAC, frequenciade saıda do PLL e sinal de falha da rede eletrica para os dois inversores.

Ilhamento dos sistemas de geracao distribuıda - Bancada Experimental

Com teste em bancada, foi possıvel validar as consideracoes vistas nos resultados

de simulacao. As Figuras 4.40 e 4.41 mostram os momentos antes e depois da perda

da conexao com a rede eletrica. Observa-se na primeira que os sistemas fotovoltaicos

permanecem ilhados por pelo menos 13,3 minutos sem nenhuma deteccao de falha. Os

sistemas mantem nao apenas os valores de tensao, mas tambem os valores de frequencia

para os dois sistemas. Notam-se na Figura 4.41 distorcoes na corrente Igrid quando o

sistema eletrico de potencia esta em operacao. Isso e causado pelas harmonicas de baixa

ordem geradas pelas cargas nao lineares conectadas a rede eletrica. As harmonicas de baixa

ordem quando fluem atraves do capacitor causam distorcoes na corrente da carga RLC.

Quando ocorre o ilhamento essas distorcoes sao reduzidas, pois as harmonicas fornecidas

pelos inversores sao de alta ordem. Figura 4.42 mostra as frequencias do PLL para cada

SGD. A frequencia de ressonancia foi mantida no intervalo de operacao normal estipulado

pela norma.


Figura 4.40: C1: Tensao da rede eletrica (Vgrid), C2: Corrente da rede eletrica (Igrid), C3:Corrente de saıda do SGD2 (Isgd2) e C4: Corrente de saıda do SGD1 (Isgd1). Ilhamento de doissistemas fotovoltaicos no mesmo ponto de acoplamento.

Figura 4.41: Ilhamento de dois sistemas fotovoltaicos no mesmo ponto de acoplamento. C1:Tensao da rede eletrica (Vgrid), C2: Corrente da rede eletrica (Igrid), C3: Corrente de saıda doSGD2 (Isgd2) e C4: Corrente de saıda do SGD1 (Isgd1).

Desvio ativo de frequencia - Simulacao

A primeira analise trata do uso do metodo AFD com δf = 0,9 implementado

apenas no SGD2. O SGD1 utiliza os metodos passivos de deteccao. A ideia e constatar se


10 15 20 25 30 3555

56

57

58

59

60

61

62

63

64

65

Tempo[s]

Fre

quên

cia

[Hz]


(a) Frequencia do PLL para o SGD1 - Bancada ex-perimental.

10 15 20 25 30 3555

56

57

58

59

60

61

62

63

64

65

Tempo[s]

Fre

quên

cia

[Hz]


(b) Frequencia do PLL para o SGD2 - Bancada ex-perimental.

Figura 4.42: Frequencia dos dois sistemas - Bancada experimental.

um sistema distribuıdo consegue desviar a frequencia dos dois sistemas no mesmo PAC.

Observa-se que os dois sistemas continuam conectados e injetando potencia sem a presenca

da rede eletrica. Com o aumento do δf para valores acima do testado anteriormente, o

SGD2 conseguiu desviar a frequencia no ponto de acoplamento comum, fazendo com que

os dois sistemas se desligassem. A Figura 4.43 ilustra os resultados obtidos com o uso do

metodo nos dois SGDs com δf = 1,5. Percebe-se que a deteccao do ilhamento ocorreu

apos 6 ciclos da rede eletrica. Como os dois SGDs utilizam estrategias de deteccao que

aumentam a frequencia, o tempo de deteccao da falha da rede eletrica foi menor, mostrando

que os efeitos das tecnicas dos dois SGDs se somaram.

Desvio ativo de frequencia - Bancada experimental

O metodo AFD implementado nos dois sistemas de geracao conseguiu desviar a

frequencia no PAC e depois de 24 ciclos da rede eletrica, como mostra a Figura 4.44, os dois

inversores se desconectaram. A Figura 4.45 mostra as frequencias para os dois sistemas.


0.95 0.975 1 1.025 1.05 1.075 1.1 1.125 1.15-200-120

-4040

120200

[V][A

]

0.95 0.975 1 1.025 1.05 1.075 1.1 1.125 1.15-200-120

-4040

120200

[V][A

]

0.95 0.975 1 1.025 1.05 1.075 1.1 1.125 1.150

20

40

60

80

[Hz]

0.95 0.975 1 1.025 1.05 1.075 1.1 1.125 1.150

20

40

60

80

[Hz]

Tempo[s]

VpacSinal de

desconexão

Vpac

sgd1Frequência

sgd2Frequência

sgd1I 15´

sgd2I 15´

Figura 4.43: Deteccao de Ilhamento com o metodo AFD depois de 6 ciclos da rede eletrica. Asformas de onda mostradas sao: corrente de saıda, tensao no PAC, frequencia de saıda do PLL esinal de falha da rede eletrica para os dois inversores.

Figura 4.44: Deteccao de Ilhamento com o metodo AFD. C1: Tensao da rede eletrica (Vgrid),C2: corrente da rede eletrica (Igrid), C3: corrente de saıda do SGD2 (Isgd2) e C4: corrente desaıda do SGD1 (Isgd1).


0 1 2 3 4 50

10

20

30

40

50

60

Tempo[s]

Fre

quên

cia

[Hz]


4.4 4.5 4.6

59.560

60.561

61.5

(a) Frequencia do PLL para o SGD1 - Bancada ex-

perimental.

0 1 2 3 4 5 6 7 8 90

10

20

30

40

50

60

Tempo[s]

Fre

quên

cia

[Hz]


8.2 8.4 8.660

60.5

61

61.5

(b) Frequencia do PLL para o SGD2.


Desvio ativo de frequencia com realimentacao positiva - bancada experimental

O metodo AFDPF (k = 0, 03) foi implementado apenas no SGD2 e o SGD1

tem apenas os metodos passivos, conseguiu desviar a frequencia no ponto de acoplamento

comum, como mostra a Figura 4.46. A deteccao da falha da rede eletrica ocorreu depois

de 25 ciclos da rede eletrica. A Figura 4.47 apresenta as frequencias para os dois sistemas.

Figura 4.46: Deteccao de Ilhamento com o metodo AFDPF depois de 25 ciclos da rede eletrica.C1: Tensao da rede eletrica (Vgrid), C2: corrente da rede eletrica (Igrid), C3: corrente de saıdado SGD2 (Isgd2) e C4: corrente de saıda do SGD1 (Isgd1).

O segundo teste foi com o uso do metodo AFDPF nos dois sistemas com o mesmo

fator k de 0,03. Na Figura 4.48, observa-se a deteccao de ilhamento pelos dois sistemas.

Ambos detectaram a falha da rede eletrica e se desconectaram. As Figuras 4.49(a) e

4.49(b) mostram a frequencia de saıda do PLL. E possıvel notar o aumento da frequencia

ate atingir a protecao de sobre frequencia.


3 3.5 4 4.5 5 5.5 6 6.5 70

10

20

30

40

50

60

Tempo[s]

Fre

quên

cia

[Hz]

6 6.2 6.4 6.659.5

60

60.5

61

61.5

62

(a) Frequencia do PLL para o SGD1 - Bancadaexperimental.

0 0.5 1 1.5 2 2.5 30

10

20

30

40

50

60

Tempo[s]

Fre

quên

cia

[Hz]

2.4 2.6 2.859.5

60

60.5

61

61.5

62



Figura 4.48: Deteccao de Ilhamento com o metodo AFDPF depois de 23 ciclos da rede eletrica.C1: Tensao da rede eletrica (Vgrid), C2: corrente da rede eletrica (Igrid), C3: corrente de saıdado SGD2 (Isgd2) e C4: corrente de saıda do SGD1 (Isgd1).

Tabela com os tempos de deteccao para o segundo cenario

A Tabela 4.5 apresenta os tempos de deteccao para os metodos de anti-ilhamento

referente aos resultados experimentais. E possıvel perceber que o metodo AFDPF se mos-

trou com melhor desempenho do que o metodo AFD. Observa-se que com o uso de metodos

ativos que aumentam a frequencia no PAC nos dois inversores, ocorreu o incremento da

pertubacao e, asssim, a deteccao foi alcancada em um tempo menor.

Tabela 4.5: Tabela com os tempos de deteccao para os metodos de anti-ilhamento referentesaos resultados experimentais.


0 2 4 6 8 10 12 140

10

20

30

40

50

60

Tempo[s]

Fre

quên

cia

[Hz]


12 12.2 12.459.5

60

60.5

61

61.5

(a) Frequencia do PLL para o SGD1 - Bancadaexperimental.

0 1 2 3 4 5 60

10

20

30

40

50

60

Tempo[s]

Fre

quên

cia

[Hz]


5.1 5.2 5.3

59.5

60

60.5

61

61.5


Figura 4.49: Frequencias dos dois sistemas - Bancada experimental.

Tabela

Metodo de AI Tempo de deteccao (s)

AFD com δf=1,5 (Nos dois SGDs) 0,4s

AFDPF com k=0,03 (Apenas no SGD2) 0,42s

AFDPF com k=0,03 (Nos dois SGDs) 0,383s

4.3.3 Paralelismo de Sistemas de Geracao - Comunicacao entre

inversores.

Nesta secao e avaliada a comunicacao entre os dois sistemas de geracao fotovol-

taica. E proposta uma comunicacao serial entre os dois inversores na configuracao ilustrada

pela Figura 4.50. Quando um dos dois sistemas detecta alguma falha, envia uma men-

sagem para o outro inversor para se desconectar. Inicialmente foi feita uma comunicacao

basica, sendo possıvel melhoria quanto a robustez da comunicacao.


2T

4T

5T

3T

6T


Lpv1

Linv1

Vcc1

Vpv1


RL11 : 6

Isgd1Ipv1

Lpv2

Linv2

Vcc2

Vpv2


RL21 : 6

Isgd2Ipv2

Igrid2

Igrid1

Igrid



R L C

R L C


Disjuntor 2

Disjuntor 3

Redeelétrica(127V)

Disjuntor 1

Zgrid

7T

8T

9T

10T

11T

Figura 4.50: Sistema de geracao distribuıda conectada em diferentes partes da rede.

O primeiro experimento, Figura 4.51, faz a analise do metodo AFD implementado

no SGD2. Este pode sua vez ao detectar o ilhamento do sistema, envia uma mensagem

para que o SGD1 se desligue.

Figura 4.51: Deteccao de Ilhamento com o metodo AFD. C1: Tensao da rede eletrica (Vgrid),C2: corrente da rede eletrica (Igrid), C3: corrente de saıda do SGD2 (Isgd2) e C4: corrente desaıda do SGD1 (Isgd1).

No segundo teste, Figura 4.52, o metodo AFDPF com k igual a 0,03 implementado

no SGD2 detecta o ilhamento e envia uma mensagem para o SGD1 se desligar.


Figura 4.52: Deteccao de Ilhamento com o metodo AFDPF. C1: Tensao da rede eletrica (Vgrid),C2: corrente da rede eletrica (Igrid), C3: corrente de saıda do SGD2 (Isgd2) e C4: corrente desaıda do SGD1 (Isgd1).

104

Capıtulo 5

Conclusao

Os objetivos deste trabalho foram o estudo e a analise de tecnicas de deteccao de

ilhamento e de inversores para sistemas de geracao distribuıda. Para validar os conceitos

estudados e analisados, simulacoes foram feitas e suas comprovacoes experimentais foram

obtidas por meio da construcao de dois sistemas fotovoltaicos com inversor monofasico de

dois estagios conectados a rede eletrica utilizando tecnicas de deteccao de ilhamento. As

tecnicas estudadas tem o seu desempenho avaliado de acordo com os criterios de teste do

padrao ABNT NBR IEC 62116.

As simulacoes foram implementadas no software PSIM. Inicialmente, focou-se na

implementacao em simulacao do inversor monofasico de dois estagios conectados a rede ele-

trica. Foram feitos os projetos dos controladores, os dimensionamentos dos componentes

para cada conversor, alem da modelagem matematica de cada estagio de conversao para

a obtencao de suas funcoes de transferencia, necessarias para o projeto dos controladores

do sistema. Posteriormente, estrategias de deteccao de ilhamento foram implementadas

e testadas. Para a construcao dos dois sistemas de geracao distribuıda, foram usados os

parametros projetados e testados nas simulacoes dos conversores e de seus controlado-

res. A bancada experimental foi montada no Laboratorio de Eletronica de Potencia da

FEEC/UNICAMP. As simulacoes realizadas foram utilizadas para gerar os codigos para

o microprocessador TMS320F28335 da Texas Instruments. As simulacoes e o prototipo

construıdo permitiram obter bons resultados experimentais e de simulacao.

Tres casos de estudo foram analisados para os metodos Active frequency drift

(AFD) e Active frequency drift with positive feedback (AFDPF). No primeiro caso, foi

analisada a resposta dos metodos com um sistema conectado ao ponto de conexao comum,

os dois metodos se mostraram eficazes. O metodo AFDPF apresentou melhores respostas

na deteccao de ilhamento. No segundo caso de estudo, foi feita a inclusao de mais um

SGD ao mesmo PAC. Constatou-se melhora na deteccao de falhas na rede eletrica, pois

houve soma das perturbacoes causadas pelos dois sistemas. Fato decorrente do uso pelos

dois SGDs de metodos que aumentam a frequencia da corrente injetada no PAC. No

terceiro caso de estudo, foi adicionado aos dois SGDs um sistema de comunicacao serial,

Capıtulo 5. Conclusao 105

o que permitiu a atuacao dos inversores logo apos a deteccao da falha na rede eletrica. A

comunicacao serial foi implementada de forma simples, portanto, sao necessarios maiores

estudos e melhorias quanto a sua implementacao.

5.1 Trabalhos futuros

Alguns topicos podem ser abordados para a continuacao deste trabalho como:

Simulacao e implementacao em bancada de tecnicas de deteccao de ilhamento base-

adas no desvio de tensao.

Implementacao de diferentes estrategias de controle para sistemas monofasicos de

dois estagios conectados a rede eletrica de distribuicao.

Estudo e implementacao de diferentes estrategias de sincronismo com a rede eletrica

de distribuicao.

Analise em bancada dos metodos de anti-ilhamento para diferentes cargas com fatores

de qualidade diferentes.

Estudo de metodos de comunicacao entre inversores.

5.2 Artigos publicados

1. Marcos V. G. Reis, Marcelo G. Villalva, Tarcio A. S., Adson B. Moreira, Paulo

S. Nascimento Fo., Ernesto Ruppert, Evaluation of Frequency Drift Methods for

Photovoltaic Systems, Sixteenth IEEE Workshop on Control and Modeling for Power

Electronics, Vancouver, Canada (Julho, COMPEL 2015).

2. Marcos V. G. Reis, Marcelo G. Villalva, Tarcio A. S., Adson B. Moreira, Paulo S.

Nascimento Fo., Ernesto Ruppert, Design and Simulation of a Single Phase Pho-

tovoltaic System Using an Active Anti-islanding Method based on PLL Perturba-

tion according to ABNT NBR IEC 62116 Standard, XI Latin-American Congress

on Electricity Generation and Transmission (XI-CLAGTEE), Sao Jose dos Campos,

SP, UNESP (2015).

3. Marcos V. G. Reis, Marcelo G. Villalva, Tarcio A. S., Adson B. Moreira, Paulo

S. Nascimento Fo., Ernesto Ruppert, Sandia Frequency Shift Method for Distribu-

ted Generation, IEEE PES Conference on Innovative SMART GRID Technologies

(ISGT-LA 2015) Latin American, Uruguai.

Capıtulo 5. Conclusao 106


Nascimento Fo., Ernesto Ruppert, Active Frequency Drift With Positive Feedback

Anti-islanding Method for a Single Phase Two-stage Grid-tied Photovoltaic System,

13th Brazilian Power Electronics Conference, COBEP, 2015.


Nascimento Fo., Ernesto Ruppert, Evaluation of Active Anti-islanding Methods based

on the ABNT NBR IEC 62116 and IEEE STD 929-2000 standards., 13th Brazilian

Power Electronics Conference, COBEP, 2015.

107

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