MODULATION STRATEGY FOR A SINGLE-PHASE INVERTER IN PHOTOVOLTAIC SYSTEMS

BrunaSeibelGehrke,DouglasCamponogara

UniversidadeRegionaldoNoroestedoEstadodoRioGrandedoSul–UNIJUÍDepartamentodeCiênciasExataseEngenharias–Ijuí-RS

brunagehrke@gmail.com, douglas.camponogara@unijui.edu.br

Abstract. As a result of the electricity demand there is a need to diversify the energy sources. Consequently, photovoltaic systems have been popularized. This paper presents a study of a transformerless inverter used in photovoltaic systems with two different pulse width modulation (PWM) techniques: bipolar and unipolar. When transformerless inverters are used leakage current may arise, due to a variable common mode voltage, which is undesirable. Simulations and comparisons are presented to show the performance of both modulations in terms of common mode voltage, leakage currents and quality of the injected grid current.

Palavras-chave: Single-phase inverter, Photovoltaic systems, PWM modulation. 1. INTRODUÇÃO

A demanda de energia elétrica está em

crescimento tanto no setor residencial como no industrial, então há uma preocupação em melhorar o sistema de geração e distribuição de energia elétrica. Segundo o Balanço Energético Nacional de 2015 [1], que tem como base o ano anterior, o consumo de energia elétrica cresceu 3,1% enquanto o PIB teve um acréscimo de 0,1%. Neste mesmo ano, ocorreu também um decréscimo de 5,6% na energia proveniente das hidrelétricas devido às condições hidrológicas, o que ocasionou um decréscimo na participação das energias renováveis na matriz elétrica.

No Brasil, as energias renováveis predominam, representando 74,6% da

produção. Porém, ainda há utilização de combustíveis fósseis para suprir a demanda total necessária. Para que a energia não renovável seja cada vez menos utilizada, as energias solar e eólica vêm sendo uma alternativa.

Os sistemas com painéis fotovoltaicos atuam como o gerador de energia sendo necessário o uso de inversores para a conversão de energia. A princípio, conversores com transformadores eram utilizados, promovendo uma isolação galvânica entre o sistema e os painéis fotovoltaicos, porém esses conversores aumentam o peso, tamanho e custo do sistema, além de ter baixa eficiência e alta complexidade, como cita Gubía et al. [2] e López et al. [3]. Por outro lado, conversores sem transformadores apresentam correntes de fuga, devido à diferença de potencial na capacitância entre os painéis fotovoltaicos e a terra. No trabalho realizado por Calais et al. [4] consta que essas correntes provocam distorções na forma de onda da corrente de saída do inversor, problemas de interferência eletromagnética e outras perdas no sistema. Na Ref. [2] é citado que para evitar as correntes de fuga é necessário que a técnica modulação utilizada gere uma tensão de modo comum contante.

Neste trabalho será avaliada a corrente de fuga e a tensão de modo comum em um inversor monofásico ponte completa conectado a rede, com estratégias de modulações bipolar e unipolar. Também será analisada a forma de onda da corrente de saída, verificando se essa satisfaz a norma IEEE 1547 [5], que permite no máximo 5% de distorção harmônica total (THD).

2. INVERSOR PONTE COMPLETA A Fig. 1 ilustra a estrutura do inversor

ponte completa, o qual é composto por quatro chaves, sendo duas em cada braço. As chaves do mesmo braço sempre devem fechar alternadamente para que não haja um curto-circuito do barramento capacitivo. Duas estratégias de modulação serão apresentadas: bipolar e unipolar.

Figura 1 - Inversor ponte completa. A modulação bipolar é realizada pela

comparação de uma onda senoidal em fase com a tensão da rede e uma onda triangular. E resulta em uma tensão de saída dois níveis, +𝑣!! e −𝑣!!. Já, a modulação unipolar, é realizada a partir da comparação de duas tensões senoidais com mesma amplitude defasadas em 180º com uma onda triangular. A tensão de saída apresenta três níveis: +𝑣!!, zero e −𝑣!!.

3. CORRENTES DE FUGA E TENSÃO

DE MODO COMUM Quando os transformadores são

eliminados surge uma conexão galvânica entre o painel e a rede. Essa conexão acarreta em correntes de fuga devido às capacitâncias parasitas do painéis.

A capacitância presente nos painéis fotovoltaicos pode assumir valores que vão de nanofarad até microfarad Ref. [3].Como descrito na Ref. [4], esta capacitância está diretamente ligada às características dos materiais, área de superfície e a espessura dos painéis fotovoltaicos. Outros fatores que também interferem são as condições do meio em que o painel se encontra, como umidade

e poeira sobre a superfície do painel, que aumentam o valor da capacitância. A capacitância faz parte do circuito ressonante do sistema de painéis fotovoltaico, filtros e impedância da rede.

As correntes de fuga são geradas quando há uma variação de tensão nos terminais do painel fotovoltaico. Dependendo da estratégia de modulação do conversor e das condições atmosféricas em que o painel está submetido, as correntes podem trazer problemas severos de interferência eletromagnética e distorção de corrente na saída do conversor, como descrito na Ref. [4].

Como mostrado no trabalho de Barater et al. [6], a tensão de modo comum é obtida pela média dos valores 𝑉!! e 𝑉!!, tal como segue:

𝑉!" =(𝑉!! + 𝑉!!)

2 (1)

O valor de 𝑉!!, tensão no primeiro

braço, é a diferença de potencial entre o ponto A e zero, e 𝑉!! tensão no segundo braço, é a diferença de potencial entre o ponto B e zero.

4. RESULTADO DE SIMULAÇÃO

Figura 2 - Esquema de simulação. O circuito simulado é ilustrado na Fig.

2. Os parâmetros de simulação utilizados são descritos na Tabela 1, sendo que foram utilizados onze painéis da Kyocera [7] em série e considerou-se que os painéis operam na máxima potência. Como a influência das capacitâncias parasitas (𝐶!) é analisada,

A

B

S1

S2

S3

S4

vcc

A

B

S1

S2

S3

S4

L1

L2

Cp

... CccvredeVAB

Vcc

irede

adotaram-se três valores distintos para análise: 10nF, 100nF e 200nF.

Tabela 1 - Parâmetros de simulação.

Parâmetro ValorTensãoeficazdarede(𝑉!"#") 220VFrequênciadarede (𝑓!"#") 60Hz

Frequênciadechaveamento(𝑓!)

12kHz

Tensãobarramento(𝑉!!) 338,8V

Potênciadesaída(𝑃!)2805,8W

IndutordoFiltro𝐿 (𝐿! + 𝐿!) 3,9mHCapacitordobarramento(𝐶!!) 3,3mF

A Fig. 3 (a), apresenta a tensão de modo

comum e a tensão da rede utilizando a modulação bipolar. A tensão de modo comum para essa modulação se mantem constante em 169V, ou seja, 𝑣!! 2.

Figura 3 – Tensão de modo comum pra

modulação (a) bipolar e (b) unipolar. A tensão de modo comum para a

modulação unipolar é apresentada na Fig. 3(b) . Ao contrário da modulação bipolar, essa modulação resulta em uma tensão de modo comum variável, o que é uma característica indesejável, pois aumenta a corrente de fuga. A tensão varia de zero até 𝑣!!, ou seja, até 338,8V.

Na Fig. 4 são apresentadas as correntes de fuga para a modulação bipolar, com os três diferentes capacitores, e na Fig. 5 são apresentadas para modulação unipolar. Enquanto para primeira modulação a

corrente de pico atinge no máximo aproximadamente 500 mA, para a segunda modulação essa corrente atingiu uma variação de quase 20 A.

Figura 4 - Correntes de fuga com

modulação bipolar, para (a)10 nF, (b)100 nF e (c)200 nF.

Figura 5 - Correntes de fuga com

modulação unipolar, para (a)10 nF, (b)100 nF e (c)200 nF.

A corrente injetada na rede e sua

respectiva THD são apresentadas na Tabela 2. Pode-se observar que para a modulação bipolar a distorção é similar para os três valores de capacitância, enquanto para a

Tempo (s)

0

-200

-400

200

400Vcm Vo

Tens

ão (A

)

0.484 0.486 0.488 0.49 0.492 0.494 0.496 0.498 0.5

Tempo (s)

0

-200

-400

200

400Vcm Vo

Tens

ão (V

)

0.484 0.486 0.488 0.49 0.492 0.494 0.496 0.498 0.5

Tempo (s)

0-0.2-0.4

0.20.40.6

Cor

rent

e de

Fug

a (A

)

Tempo (s)

0-0.2-0.4

0.20.40.6

Cor

rent

e de

Fug

a (A

)

Tempo (s)

0-0.2-0.4

0.20.40.6

Cor

rent

e de

Fug

a (A

)

0.484 0.486 0.488 0.49 0.492 0.494 0.496 0.498 0.5

0.484 0.486 0.488 0.49 0.492 0.494 0.496 0.498 0.5

0.484 0.486 0.488 0.49 0.492 0.494 0.496 0.498 0.5

Tempo (s)

0

-10

-20

10

20

Cor

rent

e de

Fug

a (A

)

Tempo (s)

0

-10

-20

10

20

Tempo (s)

0

-10

-20

10

20

Cor

rent

e de

Fug

a (A

)C

orre

nte

de F

uga

(A)

0.484 0.486 0.488 0.49 0.492 0.494 0.496 0.498 0.5

0.484 0.486 0.488 0.49 0.492 0.494 0.496 0.498 0.5

0.484 0.486 0.488 0.49 0.492 0.494 0.496 0.498 0.5

modulação unipolar há um aumento significativo. Somente para valores de capacitância parasita reduzidos a modulação unipolar apresenta THD dentro da norma.

Tabela 2 – Corrente injetada na rede e

respectiva distorção harmônica total.

Bipolar Unipolar CP

(nF) irede,rms

(A) THD (%)

irede,rms (A)

THD (%)

10 12,75 6,16 12,74 3,91 100 12,75 6,25 12,73 7,56 200 12,75 5,55 12,68 33,73

Para que a modulação bipolar apresente

valores de THD abaixo da norma, optou-se por elevar o indutor de saída, para 7,8 mH. Dessa forma, pode-se observar na Tabela 3, que mesmo com diferentes capacitâncias a norma foi satisfeita. Tabela 3 – Bipolar com filtro de 7,8 mH.

BipolarCp(nF) Irede(A) THD(%)10 12,75 4,58100 12,75 4,44200 12,75 4,56

5.CONSIDERAÇÕES FINAIS

Esse trabalho propôs a avaliação da

tensão de modo comum, corrente de fuga e corrente injetada na rede. A modulação utilizada tem influência direta na corrente de fuga. A modulação bipolar apresentou correntes de fuga pequenas e tensão de modo comum constante. Já a modulação unipolar apresentou elevada corrente de fuga, principalmente com o aumento da capacitância e a tensão de modo comum variável, o que é indesejável. Além disso, pode-se observar que quando a corrente de fuga aumenta a distorção da corrente injetada na rede também aumenta. A modulação bipolar necessita de um filtro de saída com o dobro valor para que a THD seja atendida, isso se deve à presença de

harmônicas com frequências inferiores às presentes na modulação unipolar. Assim, a modulação bipolar é mais adequada para aplicações fotovoltaicas com a topologia estudada. Para um trabalho futuro fica a análise das perdas para ambas modulações.

REFERÊNCIAS

[1] EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA. Balanço Energético Nacional de 2014: Ano base 2013. Rio de Janeiro: EPE, 2013. Disponível em:<https://ben.epe.gov.br/downloads/Relatorio_Final_BEN_2014.pdf>. Acesso em: 30 de outubro 2015.

[2]GUBÍA, Eugenio et al., “Ground currents in single - phase transformerless photo-voltaic systems,” Prog. Photovolt: Res. Appl. , vol. 15, Nov. 2007, pp. 629–650.

[3]LÓPEZ, Óscar et al., ” Eliminating Ground Current in a Transformerless Photo-voltaic Application”, Energy Conversion, IEEE Transactions, vol.25, n.1, Mar 2010, pp.140,147.

[4] CALAIS, Martina, et al. “Multilevel converters for single-phase grid connected photovoltaic systems: an overview”, IEEE International Symposium on Industrial Electronics 1998; vol.1, pp. 224–229.

[5] IEEE. IEEE STD 1547.1 - Standard Conformance Test Procedures for Equi-pment Interconnecting Distributed Resou-rces with Electric Power Systems, 2005.

[6] BARATER, Davide et. Al. “Active Common-Mode Filter for Ground Leakage Current Reduction in Grid-Connected PV Converters Operating With Arbitrary Power Factor”, IEEE Trans. Industrial Electronics, vol.61, Aug. 2014, pp. 3940 – 395. [7] KYOCERA. High Efficiency Multicrystal Photovoltaic Module - KB260-6BPA. Disponível em: <http://www.kyocerasolar.com.br/pdf/KB260-6BPA.pdf>. Acesso em: Abril de 2016.