Estrategiacontroleregulacao-Damasceno-2019

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UNIVERSIDADE DO RIO GRANDE DO NORTEFEDERAL
UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE
CENTRO DE TECNOLOGIA
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA E
DE COMPUTAÇÃO
Estratégia de Controle com Regulação da
Geração de Energia e Transição Suave entre os
Modos de Operação Conectado e Ilhado para
Sistemas de Geração Distribuída Fotovoltaicos
Yuri Iohanssen Ribeiro Damasceno
Orientador: Prof. Dr. Ricardo Lúcio de Araújo Ribeiro
Dissertação de Mestrado apresentada ao
Programa de Pós-Graduação em Engenharia
Elétrica e de Computação da UFRN (área de
concentração: Automação e Sistemas) como
parte dos requisitos para obtenção do título
de Mestre em Ciências.
Número de ordem PPgEEC: M600
Natal, RN, 4 de outubro de 2019
Damasceno, Yuri Iohanssen Ribeiro.
 Estratégia de controle com regulação da geração de energia e
transição suave entre os modos de operação conectado e ilhado
para sistemas de geração distribuída fotovoltaicos, Natal, 2019
/ Yuri Iohanssen Ribeiro Damasceno. - 2019.
 118f.: il.
 Dissertação (Mestrado)-Universidade Federal do Rio Grande do
Norte, Centro de Tecnologia, Programa de Pós-Graduação em
Engenharia Elétrica e de Computação.
 Orientador: Dr. Ricardo Lúcio de Araújo Ribeiro.
 1. Geração Distribuída - Dissertação. 2. Fontes Renováveis de
Energia - Dissertação. 3. Rastreamento do Ponto de Operação Sub-
ótimo - Dissertação. 4. Conectado à Rede. 5. Controle Local. I.
Ribeiro, Ricardo Lúcio de Araújo. II. Título.
RN/UF/BCZM CDU 621.3
Universidade Federal do Rio Grande do Norte - UFRN
Sistema de Bibliotecas - SISBI
Catalogação de Publicação na Fonte. UFRN - Biblioteca Central Zila Mamede
Elaborado por Raimundo Muniz de Oliveira - CRB-15/429
Estratégia de Controle com Regulação da
Geração de Energia e Transição Suave entre os
Modos de Operação Conectado e Ilhado para
Sistemas de Geração Distribuída Fotovoltaicos
Yuri Iohanssen Ribeiro Damasceno
Dissertação de Mestrado aprovada em 4 de outubro de 2019 pela banca examinadora
composta pelos seguintes membros:
Prof. Dr. Ricardo Lúcio de Araújo Ribeiro (orientador) . . . . . . . . . . DEE/UFRN
Prof. Dr. Cecílio Martins de Sousa Neto . . . . . . . . . . . . . . . . . . DETEC/UFERSA
Prof. Dr. Rodrigo Prado De Medeiros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . DE/UFERSA
Prof. Dr. Fábio Meneghetti Ugulino de Araújo . . . . . . . . . . . . . . . . . DCA/UFRN
Prof. Dr. Thiago de Oliveira Alves Rocha . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . DEE/UFRN
A Deus, por seu infinito valor e
porque Dele, por Ele e para Ele são
todas as coisas.
À minha família, especialmente
meus pais, Ubaldo e Jane, sem os
quais não seria o mesmo.
Agradecimentos
A Deus, sou grato pelo cuidado tão presente que me permite desfrutar da vida e da criação,
pelos dons e talentos concedidos, que me permitem entender o mundo, apreciar a criação,
agir em favor do próximo e contribuir com a sociedade.
À minha família, especialmente aos meus pais Ubaldo e Jane, sou grato por todo o suporte,
tempo e amor doados a mim, pela compreensão nos momentos de estresse e pelo grande
zelo em estimular e suprir a minha sede de conhecimento desde muito cedo.
Aos meus amigos mais chegados que irmãos Victor Cosson e Matias Schwambach, sou
grato por contribuírem com muita oração e ouvidos atentos mesmo estando fisicamente
muito distantes.
A Monique Alvares, sou grato pelo grande suporte durante essa etapa da minha vida.
A Everton Dantas e Rodrigo Teixeira, sou grato pela genuína amizade construída ao longo
do trabalho.
Aos colegas do LEIER, sou grato por toda ajuda durante esse trabalho, seja na forma de
sugestões, conselhos, parceria em artigos ou momentos de descontração.
Ao meu orientador, Professor Doutor Ricardo Lúcio de Araújo Ribeiro, sou grato pela
orientação e pelos desafios propostos.
À CAPES, sou grato pelo apoio financeiro.
Resumo
Espera-se que a demanda mundial de energia aumente nas próximas décadas em ritmo
superior a capacidade de fornecimento das fontes de energia tradicionais. Isso tem impul-
sionado a inserção de unidades de Geração Distribuída baseadas em Fontes Renováveis
de Energia (GD-FRE) no modelo atual do sistema de potência, as quais tendem a ser
integradas ao sistema de potência por meio de microrredes. As microrredes com siste-
mas de GD-FRE podem atender a cargas locais em um sistema isolado (operação ilhada)
ou conectados à rede elétrica (operação conectada à rede). Idealmente, esses sistemas de
GD-FRE devem ter a capacidade de realizar uma transição suave entre os modos de opera-
ção, de forma que o fornecimento contínuo de energia seja garantido, independentemente
do estado da rede elétrica. Neste trabalho é proposta uma estratégia de controle para um
sistema de GD-FRE de baixa tensão capaz de operar nos modos ilhado e conectado à rede
com transição suave entre os modos conectado e ilhado, que regula a geração da FRE,
dispensando o uso de sistemas de armazenamento de energia no modo de operação ilhado
e que não utiliza comunicação entre as unidades de GD. A estratégia de controle proposta
é dividida em três partes: (a) o controle do conversor conectado ao ponto de acoplamento
comum (PAC) (controle de corrente, tensão e potência), (b) unidade de gestão do modo de
operação (constituída pelos controles da tensão barramento CC do sistemas GD, controle
de tensão e de frequência angular do PAC) e (c) o subsistema de sincronismo e detec-
ção de ilhamento. A estratégia de controle é validada através da simulação de um sistema
trifásico de GD-FRE. A utilização da estratégia permite que o sistema apresente uma tran-
sição suave entre os modos, com baixa perturbação na tensão do PAC, a manutenção do
equilíbrio de potência no modo ilhado e um processo de sincronização rápido do modo
ilhado para o conectado à rede. Além disso, o sistema apresenta um tempo de resposta
rápido do controle da tensão do barramento CC que é capaz de manter o transitório pe-
queno, mesmo quando ocorrem elevados desequilíbrios de potência durante a transição
dos modos.
Palavras-chave: Geração Distribuída, Fontes Renováveis de Energia, Rastreamento
do Ponto de Operação Sub-ótimo, Conectado à Rede, Isolado, Controle Local.
Abstract
The world energy demand is expected to rise in the coming decades in a superior rate
than the conventional energy sources availability. This forecast has driven the adoption of
Renewable Energy Source Distributed Generation (RES-DG) systems in the power sys-
tem. The trend is the organization of these RES-DG systems in the form of microgrids.
The RES-DG based microgrids can serve local loads on an isolated system (islanded ope-
ration) or connected to the power grid (grid-connected operation). Ideally, these RES-DG
systems should have the ability to transition smoothly between modes so that a continuous
supply of power is achieved regardless of the grid state. This work proposes a local con-
trol strategy for a low-voltage RES-DG system capable of operating in islanded as well in
grid-connected mode while achieving a smooth transfer between modes and beeing able
to regulate the RES output power, foregoing the use of energy storage systems in islan-
ded mode. The proposed control strategy is divided in three parts: (a) the VSI control,
which constitutes the inner control loops of the Voltage Source Inverter (VSI) (current,
voltage and power control loops), (b) operating mode management unit (DC link, voltage
at the PCC and DG system angular frequency control loops) and (c) the synchronization
islanding detection subsystem. The control strategy is validated through simulation of a
three-phase RES-DG system. The proposed strategy presents a smooth transition between
modes, with little perturbation on the PCC voltage, a fast synchronization process from
islanded to grid-connected mode and mantains power balance inside the microgrid while
operating in islanded mode. In addition, it also presents a fast DC link voltage control
response time that is capable of maintainingthe transitory small even for large power
imbalances during mode transition.
Keywords: distributed generation, renewable energy sources, suboptimal power point
tracking, grid-connected, islanded, local control.
Sumário
Sumário i
Lista de Figuras iii
Lista de Tabelas vii
Lista de Símbolos e Abreviaturas ix
1 Introdução 1
1.1 Motivação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5
1.2 Objetivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6
1.3 Metodologia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6
1.4 Contribuições . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
1.5 Organização do trabalho . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
2 Estado da Arte 9
2.1 Introdução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
2.2 Estratégias Baseadas em Sistemas de Comunicação . . . . . . . . . . . . 9
2.3 Estratégias de Controle Local . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
2.4 Síntese do Capítulo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16
3 Modelagem Dinâmica do SGD 17
3.1 Descrição do Sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
3.2 Modelagem do Primeiro Estágio de Conversão . . . . . . . . . . . . . . . 18
3.3 Modelagem do Barramento CC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23
3.4 Modelagem do Conversor de Potência Conectado ao PAC . . . . . . . . . 25
3.4.1 Circuito Equivalente do Filtro LCL no Referencial Estacionário . 26
3.4.2 Circuito Equivalente do LCL Trifásico no Referencial Síncrono . 30
3.4.3 Função de Transferência das Correntes do VSI . . . . . . . . . . 32
3.4.4 Modelo da Tensão sobre o Ramo Capacitivo do Filtro . . . . . . . 32
3.4.5 Modelo da Potência Ativa e Reativa de Saída . . . . . . . . . . . 33
3.5 Síntese do Capítulo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37
4 Sistema de Controle 39
4.1 Sistema de Controle Proposto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39
4.1.1 Controle do Conversor Conectado ao PAC . . . . . . . . . . . . . 40
4.1.2 Unidade de Gestão do Modo de Operação . . . . . . . . . . . . . 43
i
4.1.3 Subsistema de Sincronismo e Detecção de Ilhamento . . . . . . . 47
4.2 Síntese do Capítulo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51
5 Resultados de Simulação 53
5.1 Estrutura de Microrrede Simulada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53
5.2 Dimensionamento dos Controladores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54
5.2.1 Controlador das Correntes de Saída do VSI . . . . . . . . . . . . 56
5.2.2 Controlador das Tensões sobre o Ramo Capacitivo do Filtro de
Conexão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57
5.2.3 Controladores das Potências Ativa e Reativa de Saída do VSI . . . 59
5.2.4 Controlador da Tensão do Barramento CC . . . . . . . . . . . . . 62
5.2.5 Controlador da Amplitude de Tensão do PAC . . . . . . . . . . . 64
5.2.6 Controlador da Frequência Angular da Tensão do PAC . . . . . . 66
5.2.7 Controlador da Corrente de Saída do Primeiro Estágio . . . . . . 67
5.3 Resposta dos Controladores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69
5.3.1 Controlador das Correntes de Saída do VSI . . . . . . . . . . . . 70
5.3.2 Controlador das Tensões sobre o Ramo Capacitivo do Filtro de
Conexão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70
5.3.3 Controladores das Potências Ativa e Reativa de Saída do VSI . . . 71
5.3.4 Controlador da Tensão do Barramento CC . . . . . . . . . . . . . 71
5.3.5 Controlador da Corrente de Saída do Primeiro Estágio . . . . . . 72
5.3.6 Controladores da Frequência Angular e da Amplitude de Tensão
do PAC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72
5.4 Resultados de simulação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74
5.4.1 Ilhamento da Microrrede . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74
5.4.2 Reconexão da Microrrede . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76
5.4.3 Variação de Carga no Modo Ilhado . . . . . . . . . . . . . . . . 78
5.4.4 Atuação do MPPT no Modo Conectado . . . . . . . . . . . . . . 82
5.4.5 Variação de Carga no Modo Conectado . . . . . . . . . . . . . . 82
5.5 Síntese do Capítulo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84
6 Conclusão 85
6.1 Síntese Geral . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85
6.2 Conclusões Gerais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86
6.3 Trabalhos Futuros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86
Referências bibliográficas 87
Lista de Figuras
1.1 Evolução do número acumulado de conexões de micro e minigeração no
Brasil entre janeiro de 2013 e junho de 2018. Fonte dos dados: ANEEL. . 3
1.2 Número de conexões de micro e minigeração por fonte de energia no
Brasil (julho de 2018). Fonte dos dados: ANEEL. . . . . . . . . . . . . . 3
1.3 Capacidade instalada de micro e minigeração por fonte de energia no Bra-
sil (julho de 2018). Fonte dos dados: ANEEL. . . . . . . . . . . . . . . . 4
1.4 Exemplo de microrrede com SGDs, cargas e SAEs. . . . . . . . . . . . . 5
2.1 Controle hierárquico: Controle Secundário e Terciário. . . . . . . . . . . 11
2.2 Controle hierárquico: Nível 0 e Controle Primário. . . . . . . . . . . . . 11
3.1 Diagrama da microrrede estudada no trabalho. . . . . . . . . . . . . . . . 18
3.2 Curvas típicas de um arranjo fotovoltaico para um determinado valor de
irradiância: (a) IxV e (b) PxV. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
3.3 Curvas típicas de um arranjo fotovoltaico para diferentes valores de irra-
diância: (a) IxV e (b) PxV. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
3.4 Circuito de um arranjo fotovoltaico pelo modelo de diodo único. . . . . . 19
3.5 Circuitos simplificados de um arranjo fotovoltaico com: (a) fonte de cor-
rente e (b) fonte de tensão. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20
3.6 Circuito simplificado do arranjo fotovoltaico conectado ao conversor boost. 20
3.7 Circuito linear resultante no subintervalo 1. . . . . . . . . . . . . . . . . 21
3.8 Circuito linear resultante no subintervalo 2. . . . . . . . . . . . . . . . . 21
3.9 Circuitos do barramento CC composto por capacitores eletrolíticos: (a)
circuito completo (b) circuito simplificado. . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
3.10 Diagrama de conexão entre o barramento CC e os estágios de conversão. . 24
3.11 Circuito do filtro LCL trifásico. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26
3.12 Circuito equivalente do filtro LCL trifásico conectado à rede elétrica no
referencial estacionário. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30
3.13 Modelo simplificado do VSI conectado ao PAC. . . . . . . . . . . . . . . 34
4.1 Visão geral da estrutura de controle do SGD. . . . . . . . . . . . . . . . . 39
4.2 Estrutura de controle do VSI. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41
4.3 Unidade de gestão do modo de operação. . . . . . . . . . . . . . . . . . 44
4.4 Subsistema de sincronismo e detecção de ilhamento. . . . . . . . . . . . 48
4.5 Configuração da estrutura de controle para o modo de operação conectado. 48
4.6 Procedimento de transferência do modo conectado para o modo ilhado. . 49
4.7 Configuração da estrutura de controle para o modo de operação ilhado. . . 50
iii
4.8 Procedimento de transferência do modo ilhado para o modo conectado. . 50
5.1 Diagrama da microrrede trifásica empregada nos estudos de simulação. . 53
5.2 Representação dos critérios de projeto no plano complexo . . . . . . . . . 55
5.3 Lugar das raízes para o controle de corrente do VSI: (a) controlador P
(b) controlador I. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56
5.4 Lugar das raízes para o controle de corrente do VSI: controlador PI. . . . 57
5.5 Lugar das raízes para o controle de tensão do VSI: controlador P. . . . . . 58
5.6 Lugar das raízes para o controle de tensão do VSI: (a) controlador I
(b) controlador I (ampliação). . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . 58
5.7 Lugar das raízes para o controle de potência ativa do VSI: (a) controlador
P (b) controlador I. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60
5.8 Lugar das raízes para o controle de potência ativa do VSI: (a) controlador
PI (b) controlador PI (ampliação). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61
5.9 Lugar das raízes para o controle de potência reativa do VSI: controlador P 61
5.10 Lugar das raízes para o controle de potência reativa do VSI: (a) controla-
dor I (b) controlador I (ampliação). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62
5.11 Lugar das raízes para o controle de tensão do barramento CC: (a) contro-
lador P (b) controlador I. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63
5.12 Lugar das raízes para o controle de tensão do barramento CC: controlador
PI. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63
5.13 Lugar das raízes para o controle da amplitude de tensão do PAC: (a) con-
trolador P (b) controlador I. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65
5.14 Lugar das raízes para o controle da amplitude de tensão do PAC: contro-
lador PI. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65
5.15 Lugar das raízes para o controle da frequência angular do PAC: (a) con-
trolador P (b) controlador I. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66
5.16 Lugar das raízes para o controle da frequência angular do PAC: controla-
dor PI. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67
5.17 Lugar das raízes para o controle da corrente do boost: controlador P. . . . 68
5.18 Lugar das raízes para o controle da corrente do boost: (a) controlador I
(b) controlador I (ampliação). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68
5.19 Representação gráfica dos critérios de projeto no tempo: (a) tempo de
estabilização de 2 % (b) percentual de sobressinal. . . . . . . . . . . . . . 69
5.20 Resposta ao degrau do controle da corrente: (a) i f ,d (b) i f ,q. . . . . . . . . 70
5.21 Resposta ao degrau do controle da tensão: (a) vc f ,d (b) vc f ,q. . . . . . . . 71
5.22 Resposta ao degrau do controle das potências: (a) ativa pV SI e (b) reativa
qV SI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72
5.23 Resposta ao degrau do controle da tensão do barramento CC (a) no modo
ilhado e (b) no modo conectado. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73
5.24 Resposta ao degrau do controle da corrente iboost . . . . . . . . . . . . . . 73
5.25 Resposta ao degrau do controle da: (a) frequência angular ωPAC do PAC
e (b) amplitude de tensão do PAC V gPAC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74
5.26 Transferência do modo conectado à rede para o modo ilhado na presença
de cargas puramente resistivas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75
5.27 Transferência do modo conectado à rede para o modo ilhado na presença
de cargas resistivas e indutivas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76
5.28 Transferência do modo conectado à rede para o modo ilhado na presença
de cargas puramente resistivas: detalhe da tensão do PAC. . . . . . . . . . 77
5.29 Transferência do modo conectado à rede para o modo ilhado na presença
de cargas resistivas e indutivas: detalhe da tensão do PAC. . . . . . . . . 77
5.30 Transferência do modo ilhado para o modo conectado à rede na presença
de cargas puramente resistivas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78
5.31 Transferência do modo ilhado para o modo conectado à rede na presença
de cargas resistivas e indutivas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79
5.32 Transferência do modo ilhado para o modo conectado à rede na presença
de cargas puramente resistivas: detalhe da tensão do PAC. . . . . . . . . . 80
5.33 Transferência do modo ilhado para o modo conectado à rede na presença
de cargas resistivas e indutivas: detalhe da tensão do PAC. . . . . . . . . 80
5.34 Variação de carga no modo ilhado. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81
5.35 Variação da potência da FRE pelo MPPT no modo conectado. . . . . . . 83
5.36 Variação de carga no modo conectado. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84
Lista de Tabelas
1.1 Listagem de produção científica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
2.1 Resumo da revisão bibliográfica referente as estratégias de controle para
operação de geradores distribuídos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16
5.1 Especificações da microrrede implementada na simulação. . . . . . . . . 54
5.2 Resumo dos critérios e parâmetros dos controladores. . . . . . . . . . . . 55
5.3 Parâmetros Vc f ,0, VPAC,0 e δ0 para alguns pontos de operação do sistema. . 59
vii
Lista de Símbolos e Abreviaturas
Abreviaturas
AGNU Assembleia Geral das Nações Unidas, página 1
ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica, página 2
FRE Fonte Renovável de Energia, página 2
GD Geração Distribuída, página 1
IPCC Intergovernmental Panel on Climate Change, página 2
MPP Maximum Power Point - ponto de máxima potência, página 18
ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico, página 1
ONU Organização das Nações Unidas, página 1
P&O Perturba e Observa: Método de rastreamento do ponto de máxima potência
(MPPT), página 43
SEP Sistema Elétrico de Potência, página 1
SGD Sistema de Geração Distribuída, página 1
SIN Sistema Interligado Nacional, página 2
SRREN Special Report on Renewable Energy Sources and Climate Change Mitigation,
página 2
Componentes e grandezas elétricas
vg,abc Tensões de fase no ponto entre a chave S1 e a rede primária, página 39
vPV,int Fonte de tensão equivalente do modelo simplificado de tensão do arranjo foto-
voltaico, página 19
c f Capacitância do capacitor do filtro de conexão LCL, página 17
ccc Capacitância do barramento CC, página 24
cPV Capacitância utilizada na saída no arranjo fotovoltaico, página 20
ix
DPV Diodo que modela a parcela exponencial da corrente de um arranjo fotovoltaico,
página 19
es,x Tensão de fase do modelo de Thévenin da rede elétrica primária na fase x,
página 26
esr Resistência que modela as perdas no dielétrico de um capacitor eletrolítico,
página 24
i f Correntes de saída do VSI, página 18
ig Correntes do PAC para a rede, página 18
il Correntes da carga linear, página 18
iboost Corrente de saída do conversor boost, corrente de saída do primeiro estágio,
página 17
ic f ,x Corrente do ramo capacitivo no filtro de conexão LCL na fase x, página 26
i f ,x Corrente de saída do VSI na fase x, página 26
iFRE Corrente no indutor do conversor boost, página 17
iMP Corrente de máxima potência do arranjo fotovoltaico, página 18
iPAC,x Corrente de saída do SGD na fase x, página 26
iPAC Correntes de saída do SGD, página 18
iph Corrente fotovoltaica de um arranjo fotovoltaico, página 19
iPV Corrente do arranjo fotovoltaico, página 19
isc Corrente de curto circuito do arranjo fotovoltaico, página 18
iV SI Corrente extraída do barramento CC pelo VSI, página 17
l1 Indutância do indutor do filtro de conexão LCL ligada a saída do VSI, página 17
l2 Indutância do indutor do filtro de conexão LCL ligada ao PAC, página 17
lb Indutância do indutor do boost, página 20
lc Indutância proveniente dos terminais de um capacitor eletrolítico, página 24
ls Indutância equivalente do modelo de Thévenin da rede elétrica primária, pá-
gina 25
lt l2 + ls, página 26
pboost Potência de saída do primeiro estágio, potência de entrada do barramento CC,
página 25
pV SI Potência de saída do barramento CC, potência de entrada do conversor VSI,
página 25
r1 Resistência intrínseca dos indutores conectados à saída do VSI, página 25
r2 Resistência intrínseca dos indutores conectados ao PAC, página 25
rb Resistência intrínseca do indutor do boost, página 20
rd Resistência de amortecimento do filtro de conexão LCL, página 25
rp Resistência em paralelo do capacitor eletrolítico, resistência em paralelo do
barramento CC, página 24
rs Resistência equivalente do modelo de Thévenin da rede elétricaprimária, pá-
gina 25
rt r2 + rs, página 26
rp,PV Resistência que modela as correntes reversas do arranjo fotovoltaico, página 19
rs,PV Resistência que modela as resistências internas do arranjo fotovoltaico, pá-
gina 19
va Tensão sobre a chave do conversor boost, página 20
vg Tensões da rede primária, página 18
vcc Tensão do barramento CC, página 17
vc f ,x Tensão de fase do ramo capacitivo do filtro de conexão LCL na fase x, página 26
v f ,x Tensão de fase de saída do VSI na fase x, página 26
vMP Tensão de máxima potência do arranjo fotovoltaico, página 18
voc Tensão de circuito aberto do arranjo fotovoltaico, página 18
vPAC Tensões do PAC, página 18
vPV Tensão sobre o arranjo fotovoltaico, página 19
Zs Impedância equivalente do modelo de Thévenin da rede elétrica primária, pá-
gina 17
S1 Chave de conexão do PAC à rede elétrica primária, página 17
Conceitos
P/ω Reta de decaimento de potência ativa de saída de um sistema de geração em
função da frequência angular da tensão do PAC, página 10
P/ω Reta de decaimento de potência ativa de saída de um sistema de geração em
função da frequência angular da tensão do PAC, página 17
Q/V Reta de decaimento de potência reativa de saída de um sistema de geração em
função da amplitude da tensão do PAC, página 10
Q/V Reta de decaimento de potência reativa de saída de um sistema de geração em
função da amplitude da tensão do PAC, página 17
Parâmetros de controle
∆p
′
Termo de variação adicionado ao erro da potência ativa transformada para o
controle da frequência angular da tensão do PAC, página 40
∆q
′
Termo de variação adicionado ao erro da potência reativa transformada para o
controle da amplitude de tensão do do PAC, página 40
ω∗PAC Referência de frequência angular da tensão do PAC, página 39
ωc f Frequência angular de referência para as transformações de referencial no SGD,
página 40
ω∗PAC Referência de frequência angular do controle da frequência angular da tensão
do PAC, página 44
Gi f (s) Função de transferência da corrente de saída em relação a tensão de saída do
VSI, página 41
Gv2cc,pboost (s) Função de transferência da tensão do barramento CC em relação a potência
de saída do primeiro estágio, página 45
Gv2cc,pV SI(s) Função de transferência da tensão do barramento CC em relação a potência
de entrada do VSI, página 44
i∗boost Referência de corrente do controle da corrente de saída do primeiro estágio,
página 43
p∗ Referência de potência ativa para o controle do VSI, página 40
p∗ Referência de potência reativa para o controle do VSI, página 40
Ts,2%,ωPAC Tempo de estabilização do controle da frequência angular da tensão do PAC,
página 46
Ts,2%,cc Tempo de estabilização do controle da tensão do barramento CC, página 44
Ts,2%,iboost Tempo de estabilização do controle da corrente de saída do primeiro estágio,
página 47
Ts,2%,pq Tempo de estabilização do controle das potências ativa e reativa, página 43
Ts,2%,vc f Tempo de estabilização do controle das tensões sobre o ramo capacitivo do filtro
de conexão LCL, página 42
Ts,2%,VPAC Tempo de estabilização do controle da amplitude de tensão do PAC, página 45
v∗f ,abc Referência das tensões de fase do VSI, página 40
v∗cc Referência de tensão para o controle da tensão do barramento CC, página 44
V g∗PAC Referência de amplitude de tensão para o controle da amplitude de tensão do
PAC, página 44
v∗cc
2 Quadrado da referência de tensão para o controle da tensão do barramento CC,
página 44
d̂ Variação CA de d(t) em torno do ponto de equilíbrio, página 22
v̂a Variação CA de va(t) em torno do ponto de equilíbrio, página 23
Xsdq Fasor no plano complexo de uma grandeza x no referencial estacionário ali-
nhado à fase a do PAC, página 30
Xsdq Fasor no plano complexo de uma grandeza x no referencial síncrono determi-
nado pelo ângulo do fasor da tensão do ramo capacitivo, página 31
θz Ângulo da impedância da linha, página 40
CωPAC(s) Função de transferência do controlador da frequência angular da tensão do PAC,
página 46
Ciboost (s) Função de transferência do controlador da corrente de saída do primeiro estágio,
página 47
Ci f (s) Função de transferência dos controladores da corrente de saída do VSI, pá-
gina 41
Ci f (s) Função de transferência dos controladores das tensões do ramo capacitivo do
filtro de conexão LCL, página 42
CpV SI(s) Função de transferência do controlador da potência ativa, página 43
CqV SI(s) Função de transferência do controlador da potência reativa, página 43
Cv2cc(s) Função de transferência do controlador de tensão do barramento CC, página 44
CvPAC(s) Função de transferência do controlador da amplitude de tensão do PAC, pá-
gina 46
D Ciclo de trabalho do conversor boost no ponto de equilíbrio, página 22
ep′ Erro de potência ativa transformada, página 40
eq′ Erro de potência reativa transformada, página 40
GωPAC,MA(s) Função de transferência de malha aberta do controle da frequência angular
da tensão do PAC, página 46
GωPAC,pV SI(s) Função de transferência da frequência angular da tensão do PAC em relação
à potência reativa de saída do SGD, página 46
Gi f ,MA(s) Função de transferência em malha aberta do controle da corrente de saída do
VSI, página 41
Giboost ,MA Função de transferência de malha aberta do controle da corrente de saída do
primeiro estágio, página 47
GpV SI ,MA(s) Função de transferência de malha aberta do controle de potência ativa, pá-
gina 43
GqV SI ,MA(s) Função de transferência de malha aberta do controle de potência reativa, pá-
gina 43
Gv2cc,MA(s) Função de transferência de malha aberta do controle da tensão do barramento
CC, página 44
Gvc f ,MA(s) Função de transferência de malha do controle da tensão do ramo capacitivo
do filtro de conexão LCL, página 42
GVPAC,MA(s) Função de transferência de malha aberta do controle da amplitude de tensão
do PAC, página 46
GVPAC,qV SI(s) Função de transferência da amplitude de tensão do PAC em relação à potên-
cia reativa de saída do SGD, página 45
ig∗f ,dq Referência da correntes de saída do VSI no referencial síncrono alinhado à
tensão da fase a do ramo capacitivo do filtro, página 40
ki,ωPAC Constante integrativa do controlador da frequência angular da tensão do PAC,
página 67
ki,i f Constante integrativa do controlador das correntes de saída do VSI, página 57
ki,iboost Constante integrativa do controlador da corrente do conversor boost, página 69
ki,pV SI Constante integrativa do controlador da potência ativa de saída do VSI, pá-
gina 60
ki,qV SI Constante integrativa do controlador da potência reativa de saída do VSI, pá-
gina 62
ki,vCC Constante integrativa do controlador da tensão do barramento CC, página 64
ki,vc f Constante integrativa do controlador das tensões sobre o ramo capacitivo do
filtro de conexão, página 57
ki,VPAC Constante integrativa do controlador da amplitude de tensão do PAC, página 66
kp,ωPAC Constante proporcional do controlador da frequência angular da tensão do PAC,
página 67
kp,i f Constante proporcional do controlador das correntes de saída do VSI, página 57
kp,iboost Constante proporcional do controlador da corrente do conversor boost, pá-
gina 69
kp,pV SI Constante proporcional do controlador da potência ativa de saída do VSI, pá-
gina 60
kp,qV SI Constante proporcional do controlador da potência reativa de saída do VSI,
página 62
kp,vCC Constante proporcional do controlador da tensão do barramento CC, página 64
kp,vc f Constante proporcional do controlador das tensões sobre o ramo capacitivo do
filtro de conexão, página 57
kp,VPAC Constante proporcional do controlador da amplitude de tensão do PAC, pá-
gina 66
Mp,ωPAC Percentual de sobressinal do controle da frequência angular da tensão do PAC,
página 46
Mp,cc Percentual de sobressinal do controle da tensão do barramento CC, página 44
Mp,i f Percentual de sobressinal do controle das correntes de saída do VSI, página 41
Mp,i f Tempo de estabilização do controle das correntes de saída do VSI, página 41
Mp,iboost Percentual de sobressinal do controle da correntede saída do primeiro estágio,
página 47
Mp,pq Percentual de sobressinal do controle das potências ativa e reativa, página 43
Mp,vc f Percentual de sobressinal do controle das tensões sobre o ramo capacitivo do
filtro de conexão LCL, página 42
Mp,VPAC Percentual de sobressinal do controle da amplitude de tensão do PAC, página 45
Vcc,eq Tensão do barramento CC no ponto de equilíbrio do conversor boost, página 22
vg∗c f ,dq Referência das tensões do ramo capacitivo do filtro de conexão LCL no referen-
cial síncrono alinhado a tensão da fase a do ramo capacitivo do filtro, página 40
V g∗c f Referência de amplitude da tensão do ramo capacitivo do filtro de conexão LCL,
página 40
v∗f ,abc Referência das tensões de saída do VSI no referencial natural abc, página 40
vg∗f ,dq Referência das tensões de saída do VSI no referencial síncrono alinhado a ten-
são da fase a do ramo capacitivo do filtro, página 40
V g∗PAC Referência de amplitude da tensão do PAC no referencial síncrono, página 39
VPV,int,eq Tensão interna do arranjo fotovoltaico no ponto de equilíbrio do conversor bo-
ost, página 22
xedq-xabc Transformação do referencial síncrono tensão da fase a do ramo capacitivo do
filtro para o referencial natural abc, página 40
xgdq Quantidades xd e xq no referencial dq síncrono alinhado à tensão da tensão do
ramo capacitivo de filtro na fase a, página 31
xsdq Quantidades xd e xq no referencial dq estacionário alinhado à fase a, página 29
conn Sinal de controle que determina o estado da chave S1. O valor 1 corresponde à
chave ligada, o valor 0, à chave desligada, página 40
ctrl Sinal de controle que determina o modo de operação do SGD. O valor 1 corres-
ponde ao modo de operação conectado, o valor 0, ao modo de operação ilhado,
página 40
abc-xsdq Transformação do referencial abc para o referencial dq estacionário alinhado à
fase a, página 29
Capítulo 1
Introdução
A utilização da energia elétrica tem um impacto direto no desenvolvimento social
e econômico dos países e é um recurso fundamental na sociedade moderna (Gomez-
Exposito et al. 2018). A Organização das Nações Unidas (ONU) reconhece a importância
desse recurso para o desenvolvimento da sociedade e incluiu o acesso universal à energia
elétrica como um dos seus 17 Objetivos de Desenvolvimento Sustentável (AGNU 2015).
Historicamente, o sistema de geração de energia elétrica tem seguido uma estrutura
de geração centralizada em que a energia elétrica é gerada em grandes centros geradores
e transmitida aos centros consumidores através de longas linhas de transmissão de alta
capacidade (da VEIGA et al. 2012). Entretanto, problemas de confiabilidade surgem
devido à centralização da geração. Um exemplo foi o problema ocorrido no Brasil em
março de 2018, no qual um erro no ajuste da proteção de uma linha de transmissão na
região Norte do país causou a interrupção do fornecimento de energia em quase todos os
estados brasileiros (ONS 2018) . Além disso, a existência de longas linhas de transmissão
e subestações de energia elétrica promovem o aumento das perdas no sistema elétrico
(El-Khattam e Salama 2004, World Bank 2019).
A geração distribuída (GD) tem se apresentado como uma alternativa para a estrutura
de geração centralizada no sistema elétrico de potência (SEP) . A geração distribuída
não é um conceito novo e pode ser definida como a geração de energia (elétrica ou de
outros tipos, por exemplo, térmica) localizada próximo ao consumidor final, que tem por
objetivo o atendimento prioritário desse consumidor, e que pode ou não gerar excedente
energético (EPE 2016).
Os benefícios da utilização de sistemas de geração distribuída (SGDs) no SEP podem
ser considerados a partir de critérios econômicos e técnicos. Do ponto de vista econômico,
os SGDs são vantajosos pois podem suprir o crescimento da demanda local, diminuindo
a necessidade de atualização da infraestrutura do sistema de transmissão. Além disso, os
SGDs podem ser implementados de forma modular, podendo ser instalados muito rapi-
damente quando comparados à geração centralizada. Do ponto de vista técnico, os SGDs
contribuem para a redução das perdas de energia elétrica na rede de distribuição e trans-
missão devido à sua proximidade aos consumidores, além de colaborarem para o aumento
da confiabilidade do fornecimento de energia em relação à geração centralizada, visto que
a falha de um SGD gera um baixo impacto aos consumidores e tem baixa probabilidade
de comprometer a totalidade do sistema (El-Khattam e Salama 2004, Silva 2017).
2 CAPÍTULO 1. INTRODUÇÃO
Várias fontes primárias de energia podem ser utilizadas em SGD, entre elas as fontes
de origem fóssil, como diesel e gás natural, e as fontes renováveis de energia (FRE) , como
eólica, solar fotovoltaica e biomassa (Silva 2017). Das fontes primárias utilizadas em
SGDs, as fontes renováveis de energia são de particular interesse, considerando as vanta-
gens ambientais que apresentam em relação às fontes de origem fóssil (Aldabó 2002, Jor-
genson et al. 2016). As fontes renováveis de energia são quaisquer formas de energia de
origem solar, geofísica ou biológica que são repostas por processos naturais em uma taxa
igual ou superior à sua taxa de utilização. Elas são obtidas a partir de fluxos contínuos ou
cíclicos de energia que ocorrem no ambiente natural e incluem recursos como biomassa,
energia solar, calor geotérmico, hidroenergia, energia das marés e ondas, energia térmica
do oceano e energia eólica (IPCC-SRREN 2011).
No Brasil, a partir da publicação da Resolução Normativa no 482/2012 da Agência
Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), a utilização de SGDs passou a ser incentivada.
Em 2015, a Resolução Normativa no 482/2012 foi atualizada e expandida por meio da
Resolução Normativa no 687/2015. De acordo com as normativas, a GD deve utilizar
cogeração qualificada (geração combinada de calor e energia mecânica, esta geralmente
convertida em energia elétrica, a partir de uma única fonte primária, que atenda os requisi-
tos de racionalidade energética definidos na Resolução Normativa no 235/2006) ou fontes
renováveis de energia como fonte primária, e é separada em duas classes de acordo com
a potência instalada do SGD: a microgeração, cuja potência instalada é menor ou igual a
75 kW, e a minigeração, cuja potência instalada é superior a 75 kW e menor ou igual a
5 MW (ANEEL 2018).
Na Figura 1.1 é apresentada a evolução do número de ligações de micro e minigeração
no Brasil no período de janeiro de 2013 a junho de 201, em que se verifica um forte cres-
cimento do número de ligações de SGDs no SEP brasileiro nesse período. Na Figura 1.2
é ilustrado o número de conexões de micro e minigeração no Brasil em junho de 2018
para cada fonte primária utilizada. De acordo com a Figura 1.2, a fonte mais utilizada em
termos de número de conexões é a energia solar fotovoltaica, que corresponde a 99 % das
instalações. Em segundo lugar vem a energia do biogás, com um total de 84 instalações,
o que corresponde a aproximadamente 0,2 % das instalações. Em junho de 2018, a ca-
pacidade instalada de SGDs de micro e minigeração totalizou 411,1 MW e na Figura 1.3
é apresentada a capacidade total instalada por tipo de fonte de energia. Em termos de
capacidade total instalada, a energia solar fotovoltaica também é a mais utilizada, com a
energia hidráulica aparecendo em segundo lugar (ANEEL 2018).
A expectativa é que a geração distribuída assuma um papel cada vez mais relevante
no fornecimento de energia elétrica, tanto no Brasil como no mundo. Especificamente no
Brasil, estima-se que haverá uma redução no consumo do Sistema Interligado Nacional
(SIN) de 100 TWh em 2024 devido à micro e minigeração distribuída. Os sistemas de
microgeração contribuirão com a parcela de 1,6 TWh desse total de geração distribuída.
A geração de energia a partir de SGDs esperada para 2024 é equivalente à soma da energia
gerada por Itaipu (incluindo a parte paraguaia) e Tucuruí I e II, as duas maiores usinas
hidroelétricas existentes hoje no Brasil (EPE 2016).
Com o crescimentoda geração distribuída no sistema elétrico de potência, é neces-
sário que se investigue maneiras de integrá-la ao SEP de maneira apropriada. Uma al-
3
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
C
on
ex
õe
s
T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2
2013 2014 2015 2016 2017 2018
Figura 1.1: Evolução do número acumulado de conexões de micro e minigeração no
Brasil entre janeiro de 2013 e junho de 2018. Fonte dos dados: ANEEL.
Solar Fotovoltaica: 33989 (99,39%) Biogás: 84 (0,25%) 
Eólica: 57 (0,17%)
Hidráulica: 55 (0,16%)
Biomassa: 10 (0,03%)
Gás natural: 2 (<0,01%)
Figura 1.2: Número de conexões de micro e minigeração por fonte de energia no Brasil
(julho de 2018). Fonte dos dados: ANEEL.
4 CAPÍTULO 1. INTRODUÇÃO
Biogás
9.822 kW (2,39%) 
Eólica
10.314 kW (2,5%)
Hidráulica
48.483 kW (11,79%)
Biomassa
16.895 kW (4.11%)
Gás natural
3.652 kW (0.89%)
Solar Fotovoltaica
322.177 kW (78,32%)
Figura 1.3: Capacidade instalada de micro e minigeração por fonte de energia no Brasil
(julho de 2018). Fonte dos dados: ANEEL.
ternativa para integração escalável da GD no SEP é a utilização de microrredes. Uma
microrrede é uma rede elétrica de escala reduzida e pode ser definida como a agregação
de unidades de geração distribuída, sistemas de armazenamento de energia (SAEs) e car-
gas que trabalham de forma coordenada em um sistema de distribuição de baixa tensão,
que pode operar tanto de forma ilhada ou conectada ao SEP (Hatziargyriou et al. 2007).
Um diagrama exemplificando uma microrrede é apresentado na Figura 1.4. As micror-
redes têm sido concebidas com a finalidade de acomodar os novos componentes de uma
rede elétrica inteligente de maneira que a confiabilidade do sistema, e a qualidade e se-
gurança do fornecimento de energia elétrica sejam preservados ou até aprimorados (Zehir
et al. 2017, Serban 2018).
As vantagens da utilização de microrredes para a integração da GD ao SEP podem ser
consideradas sob os pontos de vista do operador do SEP e do consumidor. Do ponto de
vista do operador, uma microrrede seria vista pela rede primária como um único elemento
que responde a sinais do controlador do SEP em vez de vários elementos distintos. Isso
reduz a necessidade de uma estrutura extremamente ramificada e complexa para coorde-
nação do sistema, e facilita a realização da rede elétrica inteligente (Olivares et al. 2014).
Do ponto de vista do consumidor, as microrredes são interessantes pois podem fornecer
tanto energia térmica quanto elétrica, bem como aprimoram a confiabilidade local, redu-
zem emissões de gases do efeito estufa, melhoram a qualidade de energia ao fornecerem
suporte à tensão e reduzirem os afundamentos de tensão, e potencialmente reduzem os
custos do fornecimento de energia (Bevrani et al. 2017).
As microrredes utilizadas para integração de SGDs ao SEP devem ser dotadas de
mecanismos de ilhamento, que é a formação de regiões energizadas desconectadas da
1.1. MOTIVAÇÃO 5
Zg
Rede
primária
PAC
S1
SGD Carga CargaSGD SAE
Microrrede
Figura 1.4: Exemplo de microrrede com SGDs, cargas e SAEs.
rede elétrica primária, que promovam a sua desconexão na ocorrência de faltas na rede
principal, e que assegurem a continuidade do fornecimento de energia às cargas locais
(modo de operação ilhado). Quando a rede primária for reestabelecida, a microrrede deve
ser capaz de promover sua reconexão, retornando à operação no modo conectado (IEEE
Std 1547.2 2008, Underwriters Laboratories Inc. 2007).
1.1 Motivação
A capacidade de operar tanto no modo conectado quanto no modo ilhado é uma das
mais importantes funções da microrrede, e a transição de forma controlada e suave entre
os modos de operação representa um desafio técnico considerável (Serban 2018). A reco-
nexão da microrrede à rede primária sem que haja um adequado processo de sincronização
é arriscada, pois a diferença de fase ou amplitude de tensão entre a rede e a microrrede
pode resultar em valores de corrente capazes de danificar os componentes e causar a atu-
ação das proteções da microrrede ou da rede primária (Sun et al. 2017, Li et al. 2017). À
medida que o número de SGDs cresce, torna-se mais difícil garantir uma transição suave
entre os modos de operação, por conseguinte, os métodos tradicionais de sincronização já
não são mais adequados nessas situações (Sun et al. 2017, Cho et al. 2011). Além disso,
no modo ilhado, é necessário que o controle do SGD seja capaz de manter o equilíbrio
entre a potência gerada a partir da fonte renovável e a potência consumida pelas cargas
presentes na microrrede.
Considerando a tendência de crescimento da utilização de sistemas de geração distri-
buída no sistema elétrico de potência, torna-se necessário o desenvolvimento de estraté-
gias de controle de SGDs que apresentem tais características. Atualmente, existem várias
estratégias que conferem aos SGDs a capacidade de ilhamento e garantem a transição
suave entre os modos de operação, entretanto, soluções para o problema da regulação da
potência gerada pela fonte renovável de energia são raramente propostas. Assim, torna-se
necessário o desenvolvimento de uma estratégia de controle que confira aos SGDs simul-
taneamente a capacidade de ilhamento, a transição suave entre os modos de operação e a
regulação da potência gerada pela fonte renovável de energia.
6 CAPÍTULO 1. INTRODUÇÃO
1.2 Objetivos
O objetivo geral da realização deste trabalho é o desenvolvimento e implementação de
uma estratégia de controle aplicada a sistemas de geração distribuída fotovoltaicos com
a capacidade de ilhamento e transição suave e automática entre os modos de operação
conectado e ilhado. Essa estratégia deve ser capaz de ajustar o ponto de operação do
arranjo fotovoltaico a fim de manter o equilíbrio de energia da microrrede quando estiver
operando no modo de operação ilhado.
Os objetivos específicos são:
• Obter o modelo dinâmico adequado que relacione as potências ativa e reativa às
tensões entre o SGD e o ponto de acoplamento comum (PAC) com um alimentador
com impedância complexa (relação R/X entre 0,1 e 10);
• Desenvolver uma estratégia que promova o funcionamento do SGD nos modos de
operação ilhado e conectado à rede e garanta a transição suave entre os modos de
operação. No modo de operação ilhado, o ponto de operação da fonte renovável de
energia de ser regulado a fim de manter o equilíbrio de potência na microrrede;
• Avaliar o desempenho do sistema implementado no modo de operação ilhado em
relação à estabilidade de tensão e regulação da potência gerada na ocorrência de
variações bruscas de carga;
• Avaliar o desempenho transição para o modo conectado para diferentes situações
de carga;
• Avaliar a transição do modo conectado para o ilhado quanto a perturbações na am-
plitude e frequência da microrrede.
1.3 Metodologia
O trabalho está dividido de acordo com a seguinte metodologia:
• Levantamento bibliográfico do estado da arte dos principais métodos de controle
utilizados para operação nos modos ilhado e conectado, e para transição entre os
modos de operação;
• Obtenção dos modelos dinâmicos de um SGD conectado ao PAC, especialmente os
modelos da potência injetada no PAC em relação à amplitude e frequência da tensão
sobre o capacitor do filtro de conexão, da frequência e amplitude da tensão do PAC
em relação à potência injetada pelo SGD e da corrente de saída do conversor boost
do primeiro estágio em relação ao ponto de operação do arranjo fotovoltaico;
• Desenvolvimento da estratégia de controle para o SGD que permita a regulação da
energia gerada pelo arranjo fotovoltaico, com capacidade de ilhamento e transição
suave entre os modos de operação;
• Validação do sistema de controle proposto por meio de simulações digitais na pla-
taforma do software PSIM da Powersim Inc., segundo normas do IEEE.
1.4. CONTRIBUIÇÕES 7
1.4 Contribuições
As principais contribuições desta dissertação são:
• Obtenção de um modelo que relaciona o ponto de operação do arranjo fotovoltaico
com a corrente de saída doconversor do primeiro estágio;
• Obtenção de um modelo que relaciona a potência injetada no PAC com a frequência
e a tensão do ramo capacitivo do filtro de conexão do conversor para alimentadores
com impedância complexa;
• Desenvolvimento de uma estratégia de controle para sistemas de geração distribuída
que:
(i) opere nos modos conectado e ilhado;
(ii) seja capaz de transitar suavemente e de forma automática entre os modos de
operação;
(iii) mantenha o equilíbrio de potência pela regulação do ponto de operação da
fonte de energia renovável.
As produções publicadas durante o desenvolvimento deste trabalho estão relacionadas na
Tabela 1.1.
Tabela 1.1: Listagem de produção científica
Evento/Periódico Título Autores
CBA 2018
Ilhamento em um Sistema
Elétrico de Potência com
Geração Distribuída
S.C. Paiva, Y.I. Ribeiro Da-
masceno, R.L.A. Ribeiro,
F.B. Costa, T.O.A. Rocha
WCNPS 2018
A Control Strategy With
Seamless Mode Transition
for a Low-voltage Distri-
buted Generation System
Without an Energy Storage
System
Y.I. Ribeiro Damasceno,
R.L.A. Ribeiro, T.O.A. Ro-
cha, S.C. Paiva
1.5 Organização do trabalho
Esta dissertação de mestrado está organizada da seguinte maneira:
• No Capítulo 1 é apresentada uma introdução e uma contextualização referente à
geração distribuída e sua inserção na rede elétrica;
• No Capítulo 2 é apresentado um levantamento do estado da arte referente às estra-
tégias de controle para sistemas de geração distribuída baseadas em inversores que
sejam capazes de operar tanto em modo ilhado quanto em modo conectado à rede,
bem como de transitar suavemente entre os modos de operação;
8 CAPÍTULO 1. INTRODUÇÃO
• No Capítulo 3 são apresentados o modelo utilizado para a microrrede e as deduções
das funções de transferência para o controle;
• No Capítulo 4 é apresentada a estrutura de controle proposta neste trabalho;
• No Capítulo 5 são apresentados o dimensionamento dos controladores e os resulta-
dos de simulação para validação da estratégia proposta;
• No Capítulo 6 são apresentadas as conclusões gerais deste trabalho.
Capítulo 2
Estado da Arte
Neste capítulo é apresentado um levantamento do estado da arte das estratégias de
controle utilizadas para operação de sistemas de geração distribuída conectados à rede
elétrica por meio de conversores com capacidade de ilhamento e transição suave entre
modos de operação.
2.1 Introdução
Conforme abordado no Capítulo 1, as microrredes devem ser dotadas de mecanismos
de ilhamento em caso de ocorrência de falhas na rede principal, a fim de assegurarem a
continuidade do fornecimento de energia às cargas locais. Quando a rede primária for
reestabelecida, a microrrede deve ser capaz de se reconectar, retornando à operação no
modo conectado.
A reconexão da microrrede à rede primária sem um adequado processo de sincroni-
zação é arriscada, pois a diferença de fase ou amplitude entre as tensões da microrrede
e da rede primária pode resultar em valores de corrente capazes de danificar os SGDs e
as cargas e sensibilizar as proteções da microrrede ou da rede primária. À medida que o
número de SGDs de uma microrrede cresce, torna-se difícil garantir uma transição suave
entre os modos de operação, por conseguinte, os métodos tradicionais de sincronização já
não são mais adequados nessas situações.
Vários métodos são propostos na literatura com a finalidade de permitir uma transição
suave entre os modos de operação. Esses métodos dividem-se em métodos baseados em
sistemas de comunicação ou de controle local.
2.2 Estratégias Baseadas em Sistemas de Comunicação
Nas estratégias que dependem sistemas de comunicação, um enlace de comunicação
explícito é utilizado para garantir a coordenação entre os SGDs. Nos trabalhos realizados
por Tang et al. (2015) e Micallef et al. (2015) são propostas estratégias de sincronização
de microrredes baseadas no controle hierárquico. O controle hierárquico é uma estratégia
de controle para microrredes proposta por Guerrero et al. (2011), na qual existem qua-
tro níveis de controle. De acordo com essa estratégia de controle, o nível 0 deve prover
a regulação de tensão e corrente do SGD. Já o nível 1, chamado de controle primário,
10 CAPÍTULO 2. ESTADO DA ARTE
a regulação das potências ativa e reativa utilizando técnicas de controle por decaimento
P/ω e Q/V. A curva de decaimento P/ω tem o efeito de diminuir a frequência do SGD
à medida que a potência ativa fornecida pelo SGD aumenta e a curva Q/V, por sua vez,
possui o efeito de diminuir a amplitude de tensão do SGD à medida que a potência reativa
fornecida pelo SGD aumenta. Esse nível de controle contribui para o aumento da margem
de estabilidade do sistema. Nesse nível também podem ser incluídas malhas de impedân-
cia virtual para adequar a impedância de interconexão para procedimento de partida ou
otimização do controle do fluxo de potência. O nível 2, chamado de controle secundário,
determina os valores ótimos de tensão e de frequência de acordo com as restrições de ba-
lanço energético do sistema. Nesse nível, também pode ser implementado uma malha de
sincronização utilizada para conexão e desconexão suave da microrrede na rede primária.
O nível 3, chamado de controle terciário, realiza o gerenciamento de potência entre a rede
primária e as microrredes (Guerrero et al. 2011).
Na Figura 2.1 são apresentados os diagramas gerais do controle secundário e terciário
do controle hierárquico, e suas relações com o controle primário. O controle terciário
recebe do operador do sistema os valores de referência de potência de intercâmbio entre a
MG e a rede primária, e a partir das potências de intercâmbio medidas, gera as referências
de tensão e de frequência angular da microrrede que são enviadas para o controle secun-
dário. O controle secundário recebe as referências de tensão e de frequência angular da
microrrede e a partir deles, gera as referências de tensão e frequência angular dos SGDs.
Caso o sistema esteja em processo de sincronização, a malha de sincronização implemen-
tada no controle secundário calcula os erros da amplitude e frequência de tensão entre a
microrrede e a rede primária e modifica as referências do controle de frequência e tensão
da MG. Na Figura 2.2, são apresentadas os diagramas gerais do nível 0 e do controle
primário do controle hierárquico. O controle primário recebe as referências de tensão
e frequência angular do controle secundário, e a partir da potência medida na saída do
SGD, gera as tensões de referência para o nível 0. Também no controle primário, a partir
das medidas de corrente e tensão de saída do SGD, são gerados os termos de impedância
virtual que são enviados para o nível 0. O nível 0 recebe a referência de tensão bem como
os termos de impedância virtual do controle primário e os utiliza para o controle da tensão
e corrente do conversor de saída do SGD.
No trabalho realizado por Micallef et al. (2015), uma estrutura de controle hierárquico,
capaz de realizar a transição de forma suave entre os modos de operação conectado à rede
e ilhado, é proposta para microrredes que contêm SGDs interconectados por converso-
res VC-VSI (do inglês, Voltage-Controlled Voltage Source Inverter) e CC-VSI (do inglês,
Current-Controlled Voltage Source Inverter). Em ambos os modos de operação, o con-
trole primário regula o fornecimento de potência por meio de uma curva de decaimento
P/ω para a potência ativa e de uma curva de decaimento Q/V para potência reativa. O
controle secundário é localizado no Controlador Central da Microrrede (MGCC, do in-
glês, Microgrid Central Controller) e nele são implementadas duas malhas de controle: a
malha de compartilhamento de potência reativa e regulação de tensão e a malha de regula-
ção de frequência. As malhas implementadas no controle secundário recebem os valores
de potência reativa de cada SGD, assim como as referências de tensão e de frequência e
geram os sinais de referências que são transmitidos para o controle primário por meio de
2.2. ESTRATÉGIAS BASEADAS EM SISTEMAS DE COMUNICAÇÃO11
Controle de
frequência e 
tensão da MG
Controle Primário
SGD 2
Controle Primário
SGD 1
* *V ,ω
Malha de 
Sincronização
V , ωMG MG
V , ωS S
Controle
Secundário
MG
Rede
Controle do
fluxo de
potência
*V MG
*ω MG
Controle
Terciário
*P G
*Q G
P , QG G
Figura 2.1: Controle hierárquico: Controle Secundário e Terciário.
Controle Primário
Nível 0
Controle por
decaimento
P/Q
Cont. de
Tensão
Cont. de
Corrente
Impedância
Virtual
VSI
v,i
v,i
vzv izv
*v* *V ,ω
MG
Figura 2.2: Controle hierárquico: Nível 0 e Controle Primário.
12 CAPÍTULO 2. ESTADO DA ARTE
um canal de comunicação. O controlador responsável pelo processo de sincronização da
microrrede com a rede primária é localizado na chave que interliga a microrrede à rede
primária, e realiza a sincronização ao estabelecer os parâmetros de amplitude e frequência
da tensão da rede primária como referências para o controle secundário. O método pro-
posto é validado em um ambiente de simulação, e é capaz de garantir o compartilhamento
de potência ativa e reativa entre os SGDs, bem como de restaurar a frequência e a ampli-
tude da tensão na microrrede. A transição entre os modos é suave e sem transientes na
tensão no PAC. As desvantagens do método referem-se a necessidade de informações so-
bre a potência reativa de cada SGD, a resposta lenta (da ordem de segundos) do controle
secundário para regulação da frequência e da amplitude da microrrede e a não sincro-
nização das componentes de sequência negativa e dos harmônicos durante a reconexão.
O trabalho também utiliza uma estrutura centralizada de comunicação e não apresenta
nenhuma estratégia para regulação da energia gerada pela fonte primária.
Em Tang et al. (2015) é proposta uma estratégia de sincronização ativa baseada no
controle hierárquico capaz de ajustar ativamente as componentes de sequência positiva e
negativa, bem como os componentes harmônicos de baixa ordem da tensão da microrrede,
a fim de seguir de forma precisa a tensão da rede primária. Nessa estratégia são utiliza-
dos o controle por decaimento e uma estratégia de impedância virtual puramente indutiva
no controle primário para compartilhamento de corrente e desacoplamento das potências
ativa e reativa. Dois controladores, chamados FSC (do inglês, Fundamental Synchroniza-
tion Control) e DSC (do inglês, Distortion Synchronization Control) são implementados
no controle secundário da microrrede. No FSC são gerados sinais de sincronização entre
os componentes de sequência positiva da microrrede e da rede primária, enquanto o DSC
gera sinais de sincronização entre os componentes de sequência negativa e os harmôni-
cos. A sincronização dos componentes de sequência negativa e os harmônicos consiste na
geração de componentes de sequência negativa e harmônicos pelos SGDs da microrrede a
fim de que as tensões no PAC da microrrede possua os mesmos componentes de sequên-
cia e harmônicos que as tensões da rede primária. A sincronização dos componentes de
sequência positiva e negativa garante que cada fase da microrrede possua a mesma am-
plitude de tensão da fase correspondente na rede primária, mesmo quando as tensões de
fase da rede ou da microrrede estão desequilibradas. A sincronização dos componentes
harmônicos garante que não haja diferença na tensão instantânea da rede e da microrrede
mesmo na presença de distorções harmônicas de tensão. Os sinais gerados pelo controle
secundário são transmitidos aos SGD por um enlace de comunicação de baixa banda e
adicionados às tensões de referência geradas pelo controle por decaimento localizado no
controle primário de cada unidade. O método proposto é validado em um ambiente de
hardware-in-the-loop (HIL), ajustando ativamente as componentes de sequência positiva
e negativa, assim como os componentes harmônicos de baixa ordem da microrrede a fim
de seguir de forma precisa a tensão da rede primária. A desvantagem desse método é a
utilização de um maior número de controladores no controle secundário, devido à sin-
cronização dos componentes de sequência negativa e harmônicos. O método proposto
também utiliza uma estrutura centralizada de comunicação e não apresenta nenhuma es-
tratégia para regulação da energia gerada pela fonte primária.
No trabalho realizado por Thale e Agarwal (2016), uma técnica de sincronização de
2.2. ESTRATÉGIAS BASEADAS EM SISTEMAS DE COMUNICAÇÃO 13
microrredes baseada em comunicação CAN (do inglês, Controller Area Network) é pro-
posta. CAN é uma rede de comunicação serial multihost tolerante a falhas capaz de
fornecer uma taxa de dados de 1 Mbit/s. O esquema proposto pelos autores é baseado na
comunicação CAN entre o MMC (do inglês, Microgrid Master Controller), que funciona
como um MGCC, controladores locais (LC), controlador de carga e sistema de sincroni-
zação com a rede. O MMC é responsável principalmente pelo monitoramento e controle
geral do sistema enquanto o LC atua principalmente na operação e proteção do VSI asso-
ciado a cada SGD. No esquema proposto, o sistema de sincronização analisa os dados de
tensão da rede em alta velocidade e os transmite pela rede CAN. Devido a utilização da
comunicação CAN, o LC de cada SGD recebe os dados da rede com uma baixa latência
de valor conhecido, permitindo que as SGDs iniciem simultaneamente e de forma sincro-
nizada com a rede enquanto ainda operam no modo ilhado. Isso facilita a sincronização
de todas as SGDs, minimizando o tempo necessário para a sincronização da microrrede
completa. Os resultados experimentais mostram que o esquema proposto proporciona
a sincronização suave e simultânea de fontes em microrredes, permitindo a transição de
modo ilhado para o modo conectado à rede. Os transientes resultantes observados durante
a fase de transição são muito baixos e, portanto, o método garante uma transição suave
entre modos. A desvantagem do método proposto é a necessidade de uma infraestrutura
dedicada e centralizada para a comunicação CAN. Este método também não apresenta
nenhuma estratégia para regulação da energia gerada pela fonte primária.
Os métodos apresentados anteriormente utilizam um controle do tipo centralizado, no
qual todos os SGDs devem estar conectados ao controlador central para que apresentem
o desempenho adequado. Sun et al. (2017) propõem a utilização de uma estratégia de
sincronização ativa implementada de forma distribuída para uma microrrede de múltiplas
barras. A estratégia é capaz de reconectar a microrrede à rede primária de forma suave
por meio de canais de comunicação não centralizados. Nesse método, há SGDs líderes
e SGDs seguidores, que são escolhidos baseados na localização geográfica e na potência
nominal de cada SGD. Somente os SGDs líderes estão conectados diretamente ao con-
trolador de sincronismo, e recebem o sinal de sincronização dele. O SGD líder transmite
a sua frequência e potência reativa aos SGDs seguidores vizinhos, os quais retransmitem
esses sinais aos seus vizinhos, e assim por diante, até que todos os SGDs da microrrede
possuam essas informações. No método proposto cada SGD implementa uma estrutura
de controle por decaimento P /ω e Q/V convencional com adição de impedância virtual.
O controle proposto adiciona um termo de sincronização à reta de decaimento P /ω que
desloca a frequência de cada SGD para a frequência da rede primária. Similarmente, o
controle proposto adiciona um termo de sincronização à reta de decaimento Q/V, que ga-
rante o compartilhamento de potência reativa entre os SGDs de modo que a tensão no
PAC acompanhe a tensão da rede primária. O método proposto é validado por meio de
simulações e quando comparado ao MGCC tradicional, apresenta custos de comunica-
ção reduzidos e melhor flexibilidade e redundância do sistema. Ademais, o método de
cooperação distribuído pode ser expandido ao modo conectado à rede e considerado um
controle universal capaz de lidar com o processo de transição entre diferentes modos. As
desvantagens do método proposto incluem a necessidade de adaptações devido à não apli-
cabilidade direta para omodo de operação conectado, e a utilização de uma estratégia de
14 CAPÍTULO 2. ESTADO DA ARTE
comunicação não convencional. Outro problema é a ausência de uma estratégia para a
regulação da geração de energia da fonte primária.
Serban (2018) propõe uma estratégia de controle para a sincronização das tensões en-
tre a microrrede e a rede primária, e a transição suave do modo de operação ilhado para
o modo conectado à rede. A abordagem proposta é baseada em um MGLI (do inglês,
Microgrid Leading Inverter) alimentado por um sistema de armazenamento de energia a
supercapacitor (SC-ESS, do inglês Supercapacitor Energy Storage System). O MGLI co-
ordena a microrrede durante a operação autônoma e conectada à rede e garante uma trans-
ferência suave entre os dois modos. Na estratégia proposta, o MGLI supre o desequilíbrio
de energia somente durante o regime transitório, enquanto que no regime permanente a
carga é distribuída entre os MGSI (do inglês, Microgrid Supporting Inverter) por meio de
uma infraestrutura de comunicação minimalista de baixa largura de banda. Um ponto im-
portante a ser observado é que a operação e a transição entre os modos ilhado e conectado
à rede causam uma adaptação automática do sistema de controle apenas para o MGLI,
enquanto o modo de operação dos MGSI permanece inalterado. Validações experimen-
tais são realizadas em uma microrrede de laboratório, incluindo um MGLI e dois MGSIs
conectados ao PAC e interligados por meio de um barramento de comunicação. Os re-
sultados mostram que quando o método de controle proposto a microrrede é utilizado, a
microrrede é mantida estável, enquanto os regimes transitórios são minimizados para re-
duzir a perturbação na tensão do PAC. Além disso, quando há um afundamento da tensão
da rede, o processo de desconexão da microrrede segue uma típica curva LVRT (do inglês,
Low Voltage Ride-Through) inspirada nos procedimentos de rede europeus para geradores
convencionais. Esse método segue uma estrutura centralizada de comunicação, o que é
uma desvantagem, como apresentado anteriormente, e também não apresenta nenhuma
estratégia para a regulação da geração de energia da fonte primária.
Singh et al. (2018) propõem uma estratégia de controle para transferência suave entre
os modos de operação em uma microrrede híbrida de corrente contínua e corrente alter-
nada CC/CA. Algumas fontes renováveis de energia (FREs) são conectadas ao lado CC
e um conjunto de cargas é conectado ao lado CA da microrrede. Um gerador diesel é
conectado ao lado CA através de uma chave de transferência estática (STS). Um único
conversor VSI é usado como interface entre os lados CA e CC. O lado CA é conectado
à rede principal através de uma STS. A estratégia proposta tem dois modos principais de
operação, isto é, os modos conectado à rede e ilhado. Um terceiro modo de operação,
denominado modo gerador a diesel, é utilizado no caso de geração insuficiente de ener-
gia pelas FREs durante a ausência da rede. A sincronização entre o VSI e o PAC é feita
alimentando o erro estimado entre o ângulo de fase do VSI e o ângulo de fase do PAC
estimado por um EPLL (do inglês, Enhanced Phase-Locked Loop). A estratégia proposta
é validada através de simulação e resultados experimentais. Os resultados mostram uma
transição suave entre os modos, sem a ocorrência de transitórios significativos de tensão
ou de corrente, e o processo de sincronização é concluído em menos de 200 ms. Algumas
desvantagens do controle proposto são que todas os SGD devem estar conectados ao lado
CC da microrrede e um banco de baterias é necessário para lidar com desequilíbrios de
energia e com as transições entre modos. O banco de baterias é conectado diretamente ao
lado CC da microrrede, o que impede o controle da corrente da bateria. Também é utili-
2.3. ESTRATÉGIAS DE CONTROLE LOCAL 15
zada uma estrutura centralizada de comunicação e não é apresentada nenhuma estratégia
para a regulação da geração de energia das fontes primárias.
2.3 Estratégias de Controle Local
Os métodos que não empregam comunicação são mais escassos quando comparado
aos métodos que utilizam comunicação. As maiores vantagens dos métodos que não uti-
lizam comunicação é que eles não precisam se conectar a outros SGDs ou a um MGCC,
não estão sujeitos a falhas causadas por perda do enlace de comunicação, necessitam ape-
nas de medições locais de tensão e corrente e geralmente apresentam um processo de
sincronização mais rápido em relação aos métodos que dependem de comunicação. Ape-
sar disso, quando não há comunicação entre os SGDs, não é possível garantir a eficiência
no compartilhamento das potências ativa e reativa ao mesmo tempo que a regulação de
tensão e frequência no modo de operação ilhado.
No trabalho realizado por Karimi-Ghartemani (2015) é apresentado um método para
controlar a operação de um SGD monofásico sem a necessidade de reconfigurar a estru-
tura de controle quando há uma alteração do modo ilhado para conectado e vice-versa.
Como resultado, uma transição suave entre os modos é alcançada. Isso minimiza os tran-
sitórios de corrente e tensão no PAC que poderiam afetar toda a microrrede, especialmente
as cargas sensíveis. O método proposto, segundo os autores, pode ser considerado uma
extensão “verdadeira e direta” do controle por decaimento convencional, visto que ele
não possui uma malha de controle de tensão de saída explícito, herdando todas as van-
tagens do controle aplicado aos geradores síncronos. No modo conectado, o controle se
comporta como um controle de corrente e as potências ativa e reativa são controladas. No
modo ilhado, o controle se comporta como um controle de tensão e o SGD participa na
regulação da frequência e tensão da rede. Outra característica do método proposto é que
ele não é necessária a utilização de uma unidade de sincronização dedicada, como um
PLL, visto que a estrutura do controle sincroniza-se automaticamente com a rede. Esse
recurso torna sua estrutura compacta e simples. Além disso, é possível obter um desem-
penho mais rápido e estável, graças à ausência de dinâmicas e imprecisões causadas pela
unidade de sincronização. O método é chamado de UISC (do inglês, Universal Integrated
Synchronization and Control). Embora o UISC seja formulado sem referência direta às
equações da máquina síncrona, ele mostra similaridades significativas com essas equações
e com as técnicas que imitam a máquina síncrona. Esse método é adaptado para SGDs
trifásicos no trabalho realizado por Karimi-Ghartemani et al. (2016). Uma desvantagem
de ambos os métodos é a impossibilidade de limitar a corrente do inversor devido à au-
sência do controle de corrente. Em ambos os métodos, o esquema utilizado não apresenta
nenhuma estratégia para a regulação da geração de energia da fonte primária.
No trabalho de Li et al. (2017), as características do MPC (do inglês, Model Predic-
tive Control) são utilizadas para propor um controlador para SGDs conectados à rede com
transição suave entre os modos conectado à rede e ilhado. O controlador proposto usa ape-
nas uma função de custo para atingir os objetivos de controle para os modos de operação.
Esse recurso simplifica o algoritmo do controlador, quando comparado a controladores
em cascata. O controlador proposto utiliza um módulo SOGI (do inglês, Second-Order
16 CAPÍTULO 2. ESTADO DA ARTE
Generalized Integrator) para manutenção da sincronização mesmo durante distúrbios na
rede. O modelo preditivo para as potências ativa e reativa é derivado a partir da teoria
de potência instantânea no referencial estacionário (Rocabert et al. 2012). Um algoritmo
de sincronização e ajuste de fase é proposto para detecção do ângulo da tensão da rede e
para geração das referências de tensão durante a transição entre modos. Resultados ex-
perimentais e de simulação são usados para validar o desempenho e eficácia da estratégia
de controle proposta. As limitações do método incluem a utilização de uma look-up table
para realização da sincronização da microrrede, e a não apresentação de umaestratégia
de regulação da energia gerada pela fonte primária.
2.4 Síntese do Capítulo
Nesse capítulo é apresentada uma revisão bibliográfica acerca das estratégias de con-
trole utilizadas para a operação de geradores distribuídos baseados em inversores nos
modos ilhado e conectado à rede elétrica, e para transição suave entre modos de opera-
ção. Os métodos são classificados quanto ao emprego de comunicação entre os SGDs.
Um resumo da revisão bibliográfica é apresentado na Tabela 2.1.
Vale salientar que, para manutenção do equilíbrio de potência da microrrede no modo
de operação ilhado, os métodos analisados utilizaram baterias ou consideraram o bar-
ramento CC como uma fonte de tensão, e não apresentaram qualquer estratégia para a
regulação da energia gerada pela FRE.
Tabela 2.1: Resumo da revisão bibliográfica referente as estratégias de controle para ope-
ração de geradores distribuídos
Validação
Referências Comunicação
Simul. Exp.
Micallef et al. (2015) Sim Sim Não
Tang et al. (2015) Sim Sim Não
Karimi-Ghartemani (2015) Não Sim Sim
Karimi-Ghartemani et al. (2016) Não Sim Sim
Thale e Agarwal (2016) Sim Sim Sim
Li et al. (2017) Não Não Sim
Sun et al. (2017) Sim Sim Não
Singh et al. (2018) Sim Sim Sim
Serban (2018) Sim Não Sim
Capítulo 3
Modelagem Dinâmica do SGD
Para realizar o controle do SGD de forma apropriada é importante obter um modelo
que represente as suas características. Neste capítulo, é apresentado o modelo do sistema
de geração distribuída conectado ao PAC. A modelagem do conversor conectado à rede
elétrica é realizada para que se obtenha as funções de transferência da corrente fornecida
pelo conversor e da tensão sobre o capacitor do filtro de conexão. Para que o controle do
fluxo de potência entre o SGD e a rede elétrica possa ser realizado de forma adequada as
funções de transferência de potência ativa e reativa são obtidas. Um artifício matemático
é utilizado para se obter uma impedância característica predominantemente indutiva em
uma rede de baixa tensão, para que as relações P/ω e Q/V sejam verdadeiras. Além disso,
também são apresentadas as deduções necessárias para se obter a função de transferência
que modela o comportamento dinâmico da tensão do barramento CC.
3.1 Descrição do Sistema
O sistema estudado nesse trabalho é uma microrrede CA, cuja estrutura é ilustrada na
Figura 3.1. O SGD é constituído por uma fonte renovável de energia do tipo fotovoltaica
conectada à rede elétrica por meio de um sistema de conversão CC/CA de dois estágios
e um filtro de conexão do tipo LCL. O primeiro estágio é responsável pela extração da
energia do arranjo fotovoltaico e é constituído por um conversor de potência CC/CC ele-
vador de tensão do tipo boost. O segundo estágio é responsável pela conversão CC/CA da
energia extraída do arranjo fotovoltaico e é constituído por um VSI. Um banco de capaci-
tores, chamado barramento CC, é utilizado para acoplar os dois estágios e tem as funções
de estabelecer uma referência de tensão para o conversor do primeiro estágio, bem como
de absorver a diferença de potência entre os estágios de conversão. O filtro de conexão
LCL é utilizado para filtrar os harmônicos de tensão e corrente gerados pelo chaveamento
do VSI.
Na Figura 3.1, l1 e l2 representam, respectivamente, a indutância ligada à saída do
VSI e a indutância ligada ao PAC e c f representa a capacitância do filtro. A rede elétrica
é representada pelo modelo equivalente de Thévenin, possuindo a impedância Zs em série
com uma fonte de tensão ideal, e é interligada ao PAC por meio de uma chave S1. Na
Figura 3.1, iFRE é a corrente no indutor do conversor boost, iboost é a corrente de saída do
conversor boost, vcc é a tensão do barramento CC, iV SI é a corrente extraída do barramento
18 CAPÍTULO 3. MODELAGEM DINÂMICA DO SGD
CC pelo VSI, i f são as correntes de saída de VSI, iPAC são as correntes de saída do SGD,
vPAC são as tensões do PAC, vg são as tensões da rede primária, il são as correntes da carga
linear e ig são as correntes do PAC para a rede.
if iPAC
iboost iVSI
vcc
+
−
v3
+
− vPAC
+
−
Zg
Rede
primária
Cargas lineares
rlll
Barramento
CC
VSI Filtro LCL
PAC
FRE Boost
SGD
iFRE
il
vg
+
−
ig S1
l1 l2
cf
Figura 3.1: Diagrama da microrrede estudada no trabalho.
3.2 Modelagem do Primeiro Estágio de Conversão
Para o sistema fotovoltaico, a corrente do arranjo altera-se devido a variações de irra-
diância, de temperatura e do ponto de operação do boost. Os gráficos típicos da corrente
e da potência em função da tensão de um arranjo fotovoltaico para uma dada irradiância
são apresentados na Figura 3.2. Na Figura 3.2b é possível observar que há um ponto no
qual a potência gerada pelo arranjo fotovoltaico é máxima, o qual é denominado o ponto
de máxima potência (MPP, do inglês, Maximum Power Point). A tensão no MPP é a de
tensão de máxima potência vMP e a corrente no MPP é a corrente de máxima potência
iMP. A tensão na qual a corrente do painel é nula é a tensão de circuito aberto voc e a
corrente quando a tensão do painel é nula é a corrente de curto circuito isc.
MPP
vMP voc
isc
iMP
i
 (
A
)
P
V
v (V)PV
0
(a)
MPP
p
 (
A
)
P
V
v (V)PV
vMP voc0
pMP
(b)
Figura 3.2: Curvas típicas de um arranjo fotovoltaico para um determinado valor de irra-
diância: (a) IxV e (b) PxV.
3.2. MODELAGEM DO PRIMEIRO ESTÁGIO DE CONVERSÃO 19
O comportamento das curvas IxV e PxV para diferentes níveis de irradiância é apre-
sentado na Figura 3.3, na qual é possível observar que a variação da irradiância causa a
mudança do MPP. Também observa-se que para tensões até a tensão de máxima potência
(vMP), a corrente produzida pelo painel é aproximadamente constante, variando apenas
com a irradiância (Villalva et al. 2009). As respostas dinâmicas da irradiância e da tem-
peratura são bem mais lentas que as respostas dos controladores do SGD, portanto, para
tensões até a tensão de máxima potência, o arranjo fotovoltaico se comporta aproximada-
mente como uma fonte de corrente.
v (V)PV
i
 (
A
)
P
V
21 kW/m
20,85 kW/m
20,7 kW/m
20,5 kW/m
20,1 kW/m
MPPs
0
(a)
MPPs
v (V)PV
p
 (
A
)
P
V
0
21 kW/m
20,85 kW/m
20,7 kW/m
20,5 kW/m
20,1 kW/m
(b)
Figura 3.3: Curvas típicas de um arranjo fotovoltaico para diferentes valores de irradiân-
cia: (a) IxV e (b) PxV.
O modelo utilizado para representar o comportamento de um arranjo fotovoltaico é
o modelo de diodo único, pois suas características apresentam um bom equilíbrio entre
simplicidade e precisão (Villalva et al. 2009). O circuito que representa esse modelo é
apresentado na Figura 3.4, no qual a corrente iph é a corrente fotovoltaica interna gerada
pela luz incidente, o diodo DPV modela a parcela exponencial da corrente de um arranjo
fotovoltaico, o resistor rs,PV modela as resistências internas do arranjo fotovoltaico, o
resistor rp,PV modela as correntes reversas do arranjo fotovoltaico, iPV é a corrente do
arranjo fotovoltaico e vPV é a tensão sobre o arranjo fotovoltaico.
iph
rs,PV
DPV
iPV
vPV
+
−
rp,PV
Figura 3.4: Circuito de um arranjo fotovoltaico pelo modelo de diodo único.
Considerando que o controle garante que o arranjo fotovoltaico sempre opera com
tensões até a tensão de máxima potência, a contribuição do diodo dPV pode ser ignorada,
e o circuito se torna o apresentado na Figura 3.5a. Transformando a fonte de corrente iph
em paralelo com a resistência rp,PV em uma fonte de tensão vPV,int = rp,PV iph em série
20 CAPÍTULO 3. MODELAGEM DINÂMICA DO SGD
com uma resistência de mesmo valor, o circuito pode ser simplificado para o circuito
apresentado na Figura 3.5b.
iph
rs,PV
iPV
vPV
+
−
rp,PV
(a)
vPV,int
r + rp,PV s,PV
iPV
vPV
+
−
+
−
(b)
Figura 3.5: Circuitos simplificados de um arranjo fotovoltaico com: (a) fonte de corrente
e (b) fonte de tensão.
Dessa forma, o circuito simplificado da conexão do arranjo fotovoltaico com o con-
versor boost é apresentado na Figura 3.6, em que va é a tensão sobre a chave do conversor
boost, lb é a indutância do indutor do boost,