UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ
INSTITUTO DE SISTEMAS ELÉTRICOS E ENERGIA
Comparação de Métodos de Detecção Anti-Ilhamento em Sistemas
Fotovoltaicos
Fabrício Yuji Maeda
Itajubá, julho de 2017
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
ii
UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ
INSTITUTO DE SISTEMAS ELÉTRICOS E ENERGIA
Fabrício Yuji Maeda
Comparação de Métodos de Detecção Anti-Ilhamento em Sistemas
Fotovoltaicos
Monografia apresentada ao Instituto de
Sistemas Elétricos e Energia, da
Universidade Federal de Itajubá, como parte
dos requisitos para obtenção do título de
Engenheiro Eletricista.
Orientador: Paulo Fernando Ribeiro
Coorientador: Maurício Campos Passaro
Itajubá, julho de 2017
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iii
Resumo
Com o contínuo aumento de geradores fotovoltaicos conectados à rede de distribuição de
energia, métodos de detecção anti-ilhamento são necessários para garantir o desligamento
destes geradores em situações de falta, falha em equipamentos ou manutenção das linhas,
preservando, assim, a segurança dos operários que realizam manutenção na rede, bem
como equipamentos do sistema elétrico e dos consumidores, além de evitar possíveis
flutuações de tensão e frequência nas ilhas energizadas. Diversos métodos para detectar e
prevenir este efeito foram e ainda estão sendo desenvolvidos. Este trabalho mostra a
comparação entre alguns destes métodos destacando suas vantagens e desvantagens
perante os diversos tipos de carga e situações que o Sistema Elétrico de Potência (SEP)
pode apresentar.
Palavras chave: Proteção Anti-Ilhamento; Zona de Não-Detecção; Geração Distribuída.
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iv
Abstract
With the continuous increase of photovoltaic generators connected to the power
distribution network, anti-islanding detection methods are necessary to ensure the
shutdown of these generators in situations of fault, equipment failure or powerlines
maintenance, thus preserving the safety of the network maintenance workers, as well as
electrical and consumer equipment, and avoiding possible voltage and frequency
fluctuations in the energized islands. Several methods to detect and prevent this effect
have been and are still being developed. This work shows the comparison between some
of these methods highlighting their advantages and disadvantages to the different types of
load and situations that the Electric Power System (SEP) can present.
Key words: Anti-Islanding Protection; Non-Detection Zone; Distributed Generation
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v
Lista de Figuras
Figura 1 – Telhas para captação de energia solar ..................................................................... 12
Figura 2 – Estimativa de potência instalada no mundo ............................................................ 12
Figura 3 – Irradiação solar no Brasil ........................................................................................ 13
Figura 4 – Representação de ilhamento .................................................................................... 14
Figura 5 – Representação de Gráfico ZND .............................................................................. 17
Figura 6 – Método de detecção por “salto” de fase de tensão .................................................. 19
Figura 7 – Método AFD positivo ............................................................................................. 22
Figura 8 – Diagrama de blocos do dispositivo MSD ............................................................... 25
Figura 9 – Método por comunicação de dados ......................................................................... 26
Figura 10 – Esquema de um sistema fotovoltaico conectado à rede ........................................ 27
Figura 11 – Diagrama da simulação ......................................................................................... 30
Figura 12 – Diagrama para método por detecção de harmônicos ............................................ 31
Figura 13 – Bloco de controle do inversor alterado para frequência específica....................... 32
Figura 14 – Bloco de controle do inversor alterado para injeção de reativos .......................... 33
Figura 15 – Detecção para carga 1 ........................................................................................... 35
Figura 16 – Detecção para carga 2 ........................................................................................... 36
Figura 17 – Situação de não detecção de ilhamento na carga 3 ............................................... 36
Figura 18 – Detecção para carga 1 ........................................................................................... 37
Figura 19 – Situação de não detecção de ilhamento para carga 2 ............................................ 38
Figura 20 – Situação de não detecção de ilhamento para carga 3 ............................................ 38
Figura 21 – Detecção para carga 1 ........................................................................................... 39
Figura 22 – Detecção para carga 2 ........................................................................................... 40
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vi
Figura 23 – Detecção para carga 3 ........................................................................................... 41
Figura 24 – Detecção para carga 1 ........................................................................................... 42
Figura 25 – Detecção para carga 2 ........................................................................................... 43
Figura 26 – Detecção para carga 3 ........................................................................................... 43
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vii
Lista de Tabelas
Tabela 1 – Tensão para norma IEEE 929-2000 34
Tabela 2 – Tensão para norma ABNT NBR IEC 62116 34
Tabela 3 – Comparação dos métodos simulados 47
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viii
Lista de Abreviaturas e Siglas
SEP Sistema Elétrico de Potência
ZND Zona de Não-Detecção
SGD Sistema de Geração Distribuída
PLL Phase Locked Loop
TDH Taxa de Distorção Harmônica
PCC Ponto de Conexão Comum
SMS Slip-Mode frequency Shift
AFD Active Frequency Drift
PLCC Power Line Carrier Communication
MPPT Maximum Power Point Tracking
PWM Pulse Width Modulation
MSD Mains monitoring units with all-pole Switching Devices connected in
series
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ix
Sumário
1 INTRODUÇÃO .............................................................................................................. 11
1.1 Definição de Energia Fotovoltaica ........................................................................ 11
1.2 Energia Fotovoltaica no Mundo ............................................................................ 11
1.3 Definição de Ilhamento .......................................................................................... 14
1.4 Razões para o Desenvolvimento de Sistemas Anti-Ilhamento ............................ 14
1.5 Operação em condição de ilhamento .................................................................... 15
1.6 Objetivo ................................................................................................................... 15
1.7 Visão Geral dos Métodos de Detecção Anti-Ilhamento ....................................... 16
1.7.1 Métodos de Detecção Passivos ................................................................................. 16
1.7.2 Métodos de Detecção Ativos .................................................................................... 16
1.7.3 Métodos Alternativos ............................................................................................... 16
1.8 Zonas de Não-Detecção (ZND) .............................................................................. 17
2 DESCRIÇÃO DOS MÉTODOS DE DETECÇÃO ANTI-ILHAMENTO ................ 18
2.1 Métodos Passivos .................................................................................................... 18
2.1.1 Sub e sobretensão e sub e sobrefrequência ............................................................... 18
2.1.2 “Salto” de fase de tensão .......................................................................................... 18
2.1.3 Harmônicos ............................................................................................................... 19
2.2 Métodos de Detecção Ativos .................................................................................. 20
2.2.1 Medição de impedância ............................................................................................ 20
2.2.2 Medição de impedância com frequência específica ................................................. 20
2.2.3 Injeção de Reativos ................................................................................................... 21
2.2.4 Deslocamento de frequência (SMS) ......................................................................... 21
2.2.5 Deslocamento de frequência ativa (AFD) ................................................................ 21
2.2.6 Deslocamento de frequência (Método Sandia) ......................................................... 23
2.2.7 Deslocamento de tensão (Método Sandia) ............................................................... 23
2.2.8 “Salto” de frequência ................................................................................................ 24
2.3 Métodos de Detecção Alternativos ........................................................................ 24
2.3.1 Dispositivo MSD ...................................................................................................... 24
2.3.2 Comunicação de dados ............................................................................................. 25
2.4 Comparação das Características dos Métodos .................................................... 26
3 MODELAGEM TEÓRICA ........................................................................................... 27
3.1 O sistema fotovoltaico conectado à rede ............................................................... 27
3.2 Elementos do sistema ............................................................................................. 27
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x
3.2.1 Painel fotovoltaico .................................................................................................... 27
3.2.2 Conversor DC/AC .................................................................................................... 28
3.2.3 Controle do conversor .............................................................................................. 28
3.3 Método escolhido para simulação inicial .............................................................. 28
4 ANÁLISE EXPERIMENTAL ....................................................................................... 29
4.1 Programas para Simulação.................................................................................... 29
4.2 Simulação inicial no Simulink ............................................................................... 29
4.2.1 Sistema de Potência da Simulação ........................................................................... 29
4.2.2 Procedimento do experimento .................................................................................. 29
4.2.3 Diagrama da simulação ............................................................................................ 30
4.3 Método por detecção de harmônicos .................................................................... 31
4.3.1 Procedimento da simulação ...................................................................................... 31
4.3.2 Diagrama da simulação ............................................................................................ 31
4.4 Método de impedância com frequência específica............................................... 32
4.4.1 Procedimento da simulação ...................................................................................... 32
4.4.2 Diagrama da simulação ............................................................................................ 32
4.5 Método de Injeção de Reativo ............................................................................... 33
4.5.1 Procedimento da simulação ...................................................................................... 33
4.5.2 Diagrama da simulação ............................................................................................ 33
5 RESULTADOS E DISCUSSÃO ................................................................................... 34
5.1 Normas ..................................................................................................................... 34
5.2 Cargas ...................................................................................................................... 35
5.3 Resultados das Simulações Iniciais ....................................................................... 35
5.4 Resultados das Simulações de Detecção por Harmônicos .................................. 37
5.5 Resultados das Simulações de Detecção por Impedância Específica ................. 39
5.6 Resultados das Simulações de Injeção de Reativo ............................................... 42
5.7 Tabela comparativa dos métodos simulados ........................................................ 44
6 CONCLUSÃO ................................................................................................................. 45
REFERÊNCIAS ..................................................................................................................... 46
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1 Introdução
Com o desenvolvimento de novas tecnologias para painéis fotovoltaicos, aumentando
assim seu rendimento e possibilidade de aplicação na geração distribuída de energia elétrica,
novos problemas começam a aparecer na rede e entre eles está o efeito ilhamento.
1.1 Definição de Energia Fotovoltaica
O efeito fotovoltaico é a geração de energia elétrica a partir da luz solar. Essa energia solar
fotovoltaica é uma fonte alternativa de energia que não possui grande impacto ambiental,
sonoro, visual, não necessita de muita manutenção, resfriamento, combustível ou grandes
construções [1].
Para geração de energia são necessárias células fotovoltaicas, que são feitas de silício em
sua grande maioria. Quando a luz solar incide sobre essas células, os elétrons do material
semicondutor se movimentam gerando eletricidade em corrente contínua.
A energia fotovoltaica pode ser produzida mesmo em dias nublados e quanto maior for a
irradiação solar, maior será a geração.
1.2 Energia Fotovoltaica no Mundo
O mundo se preocupa cada vez mais com o meio ambiente, e com isso a tendência de eco-
houses está crescendo mais a cada ano. Uma aplicação muito comum de painéis fotovoltaicos
é no teto dessas casas verdes, substituindo as tradicionais telhas por outras que contem mini
painéis fotovoltaicos que captam a energia solar e alimentam as residências, como pode ser
visto na Figura 1. A empresa Tesla está desenvolvendo telhas fotovoltaicas feitas de quartzo
para aumentar a vida útil do material e promete preços mais baixos que os telhados tradicionais
[2].
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12
Figura 1 - Telhas para captação de energia solar
Fonte: VivaGreen [2]
Com o desenvolvimento de novas tecnologias, a eficiência dos painéis vem aumentando
ao longo dos anos, e além disso, com o aumento da demanda e métodos de produção melhores,
o preço dos painéis tem se tornado mais acessível para todos. A Figura 2 mostra uma estimativa
do crescimento da energia fotovoltaica no mundo e uma projeção até o ano de 2019.
Figura 2 - Estimativa de potência instalada no mundo
Fonte: Global Market Outlook for Solar Power 2015-2019 [3]
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13
Devido à sua localização geográfica, o Brasil possui um potencial enorme para energia
fotovoltaica (Figura 3), sendo que o pior nível de irradiação do país fica no estado de Santa
Catarina, que mesmo assim ainda é 30% maior que a média da Alemanha, um dos países que
mais produzem energia fotovoltaica no mundo.
Figura 3 – Irradiação solar no Brasil
Fonte: SolarGIS © 2013 GeoModel Sola [4]
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14
1.3 Definição de Ilhamento
Ilhamento é uma condição onde uma parte da rede, que contém carga e geração, fica
isolada do resto do sistema e continua operando [5]. Este fenômeno ocorre quando na ocasião
de manutenção de linhas, uma falta ou um problema em uma parte da rede que contém geradores
distribuídos, como painéis fotovoltaicos, e o sistema de proteção atua, deixando essa parte
isolada da alimentação principal [6]. Deste modo, caso os geradores distribuídos não forem
desconectados do sistema, as “ilhas” ficarão energizadas conforme pode se ver na Figura 4.
Figura 4 – Representação de ilhamento
Fonte: Próprio autor
1.4 Razões para o Desenvolvimento de Sistemas Anti-Ilhamento
Existem inúmeras razões para que sistemas de anti-ilhamento sejam instalados em SGDs
(sistemas de geração distribuída). Segurança, confiabilidade e qualidade da energia entregue
aos consumidores são prioridades e ficam ameaçadas em situações de ilhamento. As razões para
que estas “ilhas” não sejam criadas no cenário atual são as seguintes:
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15
Não é possível controlar a tensão e frequência na ilha, podendo causar danos a
equipamentos de clientes.
Assim, como dentro da ilha, fora dela também não é possível se controlar a
tensão e frequência, usuários que estejam conectados às linhas de transmissão
próximas a uma ilha estão sujeitos a danos elétricos nos seus equipamentos.
As linhas energizadas das ilhas podem ser perigosas para possíveis operários de
manutenção de linha, ou para o público em geral, uma vez que estas
supostamente deveriam estar desernegizadas.
O religamento ao sistema pode causar danos aos equipamentos de distribuição
ou qualquer outro equipamento conectado, por causa do fechamento fora de fase.
O ilhamento pode interferir com a restauração manual ou automática do sistema
[7].
1.5 Operação em condição de ilhamento
A operação ilhada em ambientes de geração distribuída pode ser interessante, com a
vantagem de continuar atendendo aos consumidores conectados ao PCC (ponto de conexão
comum). Melhoram-se os índices de qualidade do fornecimento de energia aos usuários da rede
elétrica, principalmente, em áreas atingidas por "apagões", ambientes nos quais o consumidor
final é o maior beneficiado, por ter uma maior garantia do fornecimento contínuo do fluxo de
energia por parte do sistema elétrico [8]. Para a operação ilhada é necessário que o SGD detenha
o controle da amplitude e frequência da tensão do barramento, de forma a atender os requisitos
de confiabilidade e estabilidade dinâmica requeridas pelo sistema [9].
1.6 Objetivo
O objetivo deste trabalho é pesquisar os principais métodos de detecção anti-ilhamento
existentes, descrevendo seu funcionamento com suas vantagens e desvantagens quando
aplicados em sistemas fotovoltaicos. Após este estudo, pode-se comprovar sua eficiência
através de simulações em programas computacionais.
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16
1.7 Visão Geral dos Métodos de Detecção Anti-Ilhamento
1.7.1 Métodos de Detecção Passivos
Os métodos passivos consistem em monitoramento de parâmetros e, em caso de
variação das condições normais determinadas, detectam o ilhamento e cessam o fornecimento
de energia. Estes métodos têm sua eficácia diminuída conforme a potência fornecida pelo painel
é próxima da potência consumida pela carga, podendo até mesmo não perceber o desligamento
do SEP (Sistema Elétrico de Potência) [10].
Os principais parâmetros que são usados para a detecção da variação do sistema são
tensão, frequência, harmônicos e deslocamento de fase.
1.7.2 Métodos de Detecção Ativos
Os métodos ativos trabalham com a lógica perturba e observa (P&O), injetando
pequenas perturbações de tensão ou frequência na rede elétrica e observando seu impacto nos
parâmetros elétricos da ilha em potencial [11]. Se o impacto for pequeno, a ilha estará conectada
ao SEP. As pequenas perturbações provocadas pelo conversor fotovoltaico são injetadas para
fora da ilha, mantendo os parâmetros no painel fotovoltaico praticamente inalterados. Caso o
impacto for considerável, a ilha será considerada formada e a desconexão do SEP será detectada
[10].
1.7.3 Métodos Alternativos
Estes métodos combinam as estratégias dos métodos passivos e ativos para realizarem
a detecção de ilhamento, sendo que a parte passiva detecta grandes variações dos parâmetros e
a parte ativa as pequenas variações. Há também um outro método alternativo que se baseia em
comunicação de dados e elimina por completo a zona de não-detecção dos gráficos ZND (Zonas
de não-detecção) [10].
No entanto, estes métodos não são muito utilizados devido à demora na detecção do
ilhamento ou aos altos custos envolvidos em sua implementação.
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17
1.8 Zonas de Não-Detecção (ZND)
Os gráficos ZND mostram a eficiência dos métodos de detecção anti-ilhamento. Quanto
maior a sua área ZND, menor será a eficiência e confiabilidade do método em questão, sendo
este, susceptível a falhas e falsas sinalizações de ilhamento. E quanto menor sua área, mais
eficiente para detecção anti-ilhamento se mostra o método, aumentando sua confiabilidade e
segurança. Embora este gráfico seja representado pelas variações de potência ativa e reativa
(ΔP × ΔQ) no momento do ilhamento, outras formas são usadas para representá-lo, sendo essa
a mais usual [10].
Figura 5 – Representação de gráfico ZND
Fonte: Próprio autor
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18
2 Descrição dos Métodos de Detecção Anti-Ilhamento
2.1 Métodos Passivos
2.1.1 Sub e sobretensão e sub e sobrefrequência
Todos os conversores nos sistemas fotovoltaicos devem ter recursos de medição de
tensão e frequência em sua saída [4]. Assim, caso algum destes parâmetros ultrapassem limites
preestabelecidos, a condição de ilhamento é identificada e o fornecimento de energia deve ser
cortado [11]. Este é um dos primeiros métodos desenvolvidos para proteção em SGDs [12].
Vantagens: funcionamento simples; baixo custo; não afeta a qualidade da energia dentro
da ilha; pode funcionar com SGD múltiplos.
Desvantagens: área ZND grande, acarretando em baixa eficiência para pequenos
desvios nos parâmetros definidos no caso de ilhamento [10].
2.1.2 “Salto” de fase de tensão
Este método se assemelha ao anterior, monitorando a fase entre a tensão e a corrente na
saída do conversor. A cada cruzamento da senóide por zero, dispositivos PLL (Phase Locked
Loop), malhas de travamento de fase que detectam a diferença de fase entre a corrente e a tensão
de saída do conversor, realizam o sincronismo de fase [11]. Quando ocorre o ilhamento, o sinal
da corrente ainda fica fixo, mas a tensão não (Figura 6). Assim, o erro é medido e quando passa
de limites pré-estabelecidos o ilhamento é detectado [12].
Vantagens: fácil implementação; não afeta a qualidade da energia dentro da ilha; pode
funcionar com SGD múltiplos.
Desvantagens: ajuste correto dos limites preestabelecidos pode ser difícil, pois, um
ajuste com muita folga pode acarretar em não operação da proteção ou um ajuste muito
próximo em uma detecção indevida de ilhamento [10]. Para cargas consumindo
potência muito próxima da gerada, o método se torna ineficaz [4].
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Figura 6 – Método de detecção de salto de fase de tensão
Fonte: Severo, 2011 [4]
2.1.3 Harmônicos
Com monitoramento da TDH (taxa de distorção harmônica), quando o sistema está
ligado ao SEP, as correntes harmônicas geradas pelo conversor acabam escoando para a rede,
e assim que a ilha é formada, as correntes harmônicas agora fluem para a carga, o que acarreta
no aumento do TDH, pois a impedância da carga acaba sendo maior que a impedância
equivalente da rede, detectando assim a condição de ilhamento [10] [11].
Vantagens: não afeta a qualidade da energia dentro da ilha; pode funcionar com SGD
múltiplos.
Desvantagens: área ZND grande, assim como no método de “salto” de fase de tensão, o
ajuste dos limites da TDH pode ser um problema, funcionando de forma análoga [10].
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20
2.2 Métodos de Detecção Ativos
2.2.1 Medição de impedância
O conversor é visto pelo SEP como uma fonte de corrente que possui três parâmetros
que podem ser alterados, sendo eles, amplitude, frequência e fase. Através do distúrbio de
corrente injetado pelo conversor, pode-se medir a taxa de variação da tensão de saída do
conversor pela taxa de variação da sua corrente (dv/dt), medindo assim a impedância vista pelo
conversor. O monitoramento desses valores permite enxergar uma variação brusca que virá a
ocorrer no momento de desconexão do sistema [10] [11].
Vantagens: extremamente pequena área ZND para situações em que só há um SGD e a
impedância da carga é maior que a impedância equivalente da rede vista pelo conversor.
Desvantagens: baixa eficiência para múltiplos SGD operando na mesma ilha devido ao
fato do cancelamento parcial das perturbações criadas pelos conversores operando em
paralelo [10].
2.2.2 Medição de impedância com frequência específica
Tem o funcionamento bem parecido com o método passivo de detecção de harmônicos,
sendo que, no caso ativo, as correntes com frequência específica são injetadas intencionalmente.
Enquanto a ilha está conectada ao SEP, a corrente injetada é escoada para fora, mas, no
momento da desconexão do sistema, a corrente acaba ficando presa na ilha, gerando uma
variação de tensão no PCC [10] [11].
Vantagens: não afeta a qualidade da energia dentro da ilha.
Desvantagens: No caso de operação com SGD múltiplos, as correntes injetadas pelos
conversores podem ser canceladas diminuindo a eficácia do método, ou ainda podem
ser somadas, causando uma detecção indevida de ilhamento [10].
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21
2.2.3 Injeção de Reativos
O método da injeção de reativos busca dificultar o equilíbrio com a carga local, onde
em condições normais a rede fica responsável por prover o equilíbrio entre potência gerada e
consumida. Após a desconexão com a rede, o excesso ou a falta de reativos provocará mudanças
na tensão no PCC [13].
Vantagens: pequena área ZND; alta eficiência.
Desvantagens: O fator de potência não é mais unitário.
2.2.4 Deslocamento de frequência (SMS)
Também conhecido como método SMS (Slip-Mode Frequency Shift), uma
realimentação positiva é utilizada para que o conversor seja desestabilizado no momento em
que houver a desconexão com o SEP. Assim, a frequência na ilha formada é alterada até que as
proteções de frequência atuem, desligando o conversor.
Enquanto o sistema estiver conectado, a frequência no conversor é imposta como a
frequência padrão do SEP [10] [11].
Vantagens: pequena área ZND; alta eficiência.
Desvantagens: Diminui a qualidade da potência de saída [10].
2.2.5 Deslocamento de frequência ativa (AFD)
O método AFD (Active Frequency Drift) consiste na injeção de uma corrente distorcida
na saída do conversor. Essa distorção altera rapidamente a frequência da corrente de saída do
conversor no momento do ilhamento. Após a formação da ilha, a corrente de saída do conversor
tende a acelerar sua frequência acima da tensão da rede, gerando um período de amplitude nula.
Ela fica com valor nulo até que se inicie o próximo semiciclo da tensão. Quando essa corrente
é aplicada a uma carga puramente resistiva, a forma de onda da tensão na carga seguirá a forma
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22
de onda da corrente, fazendo com que a tensão chegue a zero antes do esperado e criando um
erro de fase entre corrente e tensão de saída do conversor, possibilitando assim a detecção do
ilhamento [10] [11].
A Figura 7 ilustra um caso de AFD positivo, sendo Tvrede o período da tensão da rede,
Ticonv o período da corrente na saída do conversor e Tm o tempo morto gerado [10].
Figura 7 – Método AFD positivo
Fonte: Severo, 2011 [4]
Enquanto a ilha estiver conectada, a frequência é imposta pelo SEP.
Vantagens: em conversores com microcontroladores, este método é facilmente
implementado.
Desvantagens: Diminui a qualidade da potência de saída [10].
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23
2.2.6 Deslocamento de frequência (Método Sandia)
Método criado pela Sandia National Laboratories, é uma extensão do método AFD que
também utiliza realimentação positiva para detecção anti-ilhamento. A realimentação é aplicada
diretamente na frequência da tensão do PCC. Com qualquer pequena variação da frequência, a
realimentação tende a aumentar esse distúrbio até que a proteção atue e desligue o conversor.
Quando conectada ao SEP, essa mudança de frequência é praticamente zero, já que o sistema é
estável e impõe o seu valor padrão [10] [11].
Vantagens: Fácil implementação; um dos métodos com menor área ZND entre os
métodos ativos, e quando implementado juntamente com o método Sandia de
deslocamento de tensão se torna extremamente eficiente.
Desvantagens: Diminui a qualidade da potência de saída, pode causar transitórios
indesejáveis [10].
2.2.7 Deslocamento de tensão (Método Sandia)
Similar ao método anterior, só que neste caso, a realimentação positiva atua na
amplitude da forma de onda de tensão do PCC. Quando houver a formação da ilha, uma redução
na amplitude da tensão será detectada e a realimentação positiva irá reforçar esta alteração,
através da redução de corrente de saída do conversor, até que a proteção de subtensão atue e
desligue o conversor. Do mesmo modo que funciona com a frequência, o SEP impõe o seu valor
padrão de tensão enquanto conectado [10] [11].
Vantagens: Quando implementado juntamente com o método Sandia de deslocamento
de frequência se torna extremamente eficiente com área ZND praticamente nula.
Desvantagens: Diminui a qualidade da potência de saída, diminui a eficiência do
conversor fotovoltaico [10].
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24
2.2.8 “Salto” de frequência
Parecido com o método AFD, zonas mortas são inseridas na forma de onda da corrente
de saída do conversor, mas não em todos os ciclos, criando um padrão de onda que pode ser
reconhecido no momento de formação da ilha. Assim, a proteção anti-ilhamento é feita da
mesma forma que no método AFD ou pelo reconhecimento do padrão da forma de onda com
as zonas mortas [10] [11].
Vantagens: caso o padrão desenvolvido para detecção seja sofisticado, este método é
relativamente eficaz quando trabalhando com apenas um SGD.
Desvantagens: assim como no método de medição de impedância, a baixa eficiência
para múltiplos SGD operando na mesma ilha ocorre devido ao fato do cancelamento
parcial das perturbações criadas pelos conversores operando em paralelo [10].
2.3 Métodos de Detecção Alternativos
2.3.1 Dispositivo MSD
O método MSD (Mains monitoring units with all-pole Switching Devices connected in
series) (Figura 8) consiste na instalação de dois dispositivos de comutação em série para
monitoramento de parâmetros elétricos do sistema fotovoltaico, como tensão, frequência e
impedância, combinando técnicas passivas e ativas de detecção. O fato de serem dois
dispositivos em série fazendo as mesmas medições, aumenta a confiabilidade e diminui a
possibilidade de alarme falso na condição de ilhamento [10].
Vantagens: mesmas vantagens do método de medição de impedância, com o fator a mais
de funcionar de forma redundante e realizar testes automáticos periódicos de seu
funcionamento.
Desvantagens: no caso de múltiplos SGD, um dispositivo MSD pode interferir no outro
acarretando um falso alarme de ilhamento [10].
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25
Figura 8 – Diagrama de blocos do dispositivo MSD
Fonte: Próprio autor
2.3.2 Comunicação de dados
Este método consiste no envio de sinais entre o SEP e o sistema fotovoltaico através das
próprias linhas de transmissão, utilizando o protocolo PLCC (Power Line Carrier
Communication) (Figura 9). Quando a comunicação entre eles é cortada, o ilhamento é
detectado [4]. Um transmissor deve ser instalado no SEP antes da chave seccionadora e um
receptor em cada SGD da ilha [10].
Vantagens: não possui área ZND pois trabalha apenas com condição 0 e 1, não interfere
na qualidade da energia, pode funcionar com SGD múltiplos, alta eficiência e
confiabilidade.
Desvantagens: alto custo do transmissor instalado no SEP [10].
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26
Figura 9 – Método por comunicação de dados
Fonte: Próprio autor
2.4 Comparação das Características dos Métodos
Conforme pôde ser visto ao longo da descrição dos diversos métodos abordados neste
trabalho, cada um possui sua particularidade e aplicação.
Os métodos passivos possuem uma área ZND considerável e não interferem no SEP,
podendo ser utilizados com SGD múltiplos. Desta forma, são mais aplicados quando não se
deseja perturbações na saída do conversor.
Os métodos ativos tem uma área ZND menor, mas causam pequenas perturbações no
SEP e por trabalharem com o regime P&O, não podem ser utilizados com SGD múltiplos,
devido à interferência que um conversor causa no outro em paralelo. São mais utilizados quando
uma pequena perturbação na saída do conversor é admissível.
Os métodos alternativos possuem a melhor eficiência e confiabilidade, no entanto, têm
um custo muito elevado para implementação. Isso faz com que sua aplicação seja limitada a
casos onde o custo-benefício seja compensado.
Para cada situação deve ser avaliado qual o melhor método de detecção anti-ilhamento
a ser implementado afim de que se possa garantir o funcionamento seguro e confiável do SEP
[10]. Com o aumento de SGDs, é necessário se ter sistemas de detecção antiilhamento
confiáveis e com bom custo beneficio do ponto de vista econômico [12].
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3 Modelagem Teórica
3.1 O sistema fotovoltaico conectado à rede
Para operar no SEP, o painel deve estar acoplado a um conversor controlado DC/AC
para que possa entrar em fase com o sistema. A Figura 10 mostra um esquema simplificado de
um sistema fotovoltaico conectado à rede.
Figura 10: Esquema de um sistema fotovoltaico conectado à rede
Fonte: Próprio autor
3.2 Elementos do sistema
3.2.1 Painel fotovoltaico
Os painéis fotovoltaicos geram energia na forma de corrente contínua quando estão
expostos à luz solar. O seu desempenho depende da temperatura de operação da célula
fotovoltaica e do nível de irradiação solar a que os módulos estão sujeitos [1].
Eles podem operar de forma isolada, fornecendo energia de forma independente de
outras fontes de energia; híbrida, trabalhando em conjunto com outros sistemas de geração
distribuída ou conectados à rede elétrica e atuando como fonte de energia complementar para
as diversas cargas do sistema.
A sua característica mais importante é a potência máxima gerada.
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3.2.2 Conversor DC/AC
O conversor recebe energia em forma de corrente contínua e a transforma em corrente
alternada. Seu funcionamento de dá através de chaveamentos dos IGBTs que passam a conduzir
ou não dependendo do sinal de pulso que controla o conversor.
3.2.3 Controle do conversor
No sistema de controle do conversor para painéis fotovoltaicos existem subsistemas
como o MPPT (Maximum Power Point Tracking), PLL e modulação PWM (Pulse Width
Modulation).
O MPPT é responsável por encontrar o ponto de máxima potência do painel através do
controle de corrente e tensão.
O dispositivo PLL garante que o sinal de saída do conversor esteja em fase com o do
sistema, sendo necessário que se tenha um sinal de referência em sua entrada, que, no caso,
seria o sinal da rede elétrica.
A modulação PWM controla o chaveamento dos IGBTs de forma que se crie um sinal
com forma de onda parecida com a de um sinal de referência, o mesmo sinal do PLL.
3.3 Método escolhido para simulação inicial
O método escolhido para ser simulado inicialmente é o por detecção de sub ou
sobretensão, por ser mais simples e de fácil implementação.
Quando ocorre o ilhamento, a potência gerada pelo sistema fotovoltaico pode ser maior
ou menor que a consumida pela carga, e essa diferença de potência irá gerar uma sub ou
sobretensão na carga. Caso os limites pré-estabelecidos sejam ultrapassados, a condição de
ilhamento será detectada e o conversor deve cessar o fornecimento de energia para a carga.
O grande problema é que caso a potência gerada seja muito próxima da consumida pela
carga, a sub ou sobretensão criada a partir desta diferença pode não ser o suficiente para
ultrapassar os limites pré-estabelecidos, fazendo assim, com que o sistema continue operando
mesmo na situação de ilhamento como se nada tivesse ocorrido.
Como o sistema de medição não injeta nenhuma perturbação na rede, este método pode
ser utilizado com múltiplos SGDs e não afeta a qualidade de energia.
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4 Análise Experimental
4.1 Programas para Simulação
Para implementação do método de detecção anti-ilhamento em um sistema de uma
forma mais simples, foi utilizado o programa computacional MatLab/Simulink com o uso de
sua biblioteca adicional SimPowerSystems.
Após a validação da eficiência do método escolhido inicialmente, serão feitas outras
simulações com alguns outros métodos para efeito de comparação.
4.2 Simulação inicial no Simulink
4.2.1 Sistema de Potência da Simulação
Foi utilizado o exemplo power_PVarray_3500W disponível no próprio programa
Simulink para se ter uma base do funcionamento de um painel fotovoltaico conectado à rede, e
as devidas alterações no sistema foram feitos para que se pudesse simular o efeito de ilhamento.
O sistema simulado é monofásico e composto por uma fonte de tensão alternada de
240V, um sistema fotovoltaico com 14 células em série com máxima potência de 3500W, o
sistema conversor DC/AC, o sistema de controle do inversor, a carga RLC em paralelo e um
disjuntor temporizado simulando um problema na rede elétrica e causando o ilhamento do
sistema fotovoltaico (Figura 11).
4.2.2 Procedimento do experimento
Assim que a simulação é iniciada, o painel fotovoltaico começa a gerar energia sob uma
irradiação solar fixa de 1000W/m2 e temperatura fixa em 25ºC. A tensão gerada então é
convertida de DC para AC através do inversor e a potência é entregue a carga, juntamente com
a rede, que ainda está conectada.
No início da simulação, o sistema passa por um período transitório de cerca de 0.1s e
então se estabiliza em regime permanente.
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Em t=0.4s, um sinal é enviado ao disjuntor que abre e separa a rede elétrica da carga e
do sistema fotovoltaico, criando uma situação de ilhamento.
Para detecção foram utilizados blocos de comparação, OR e RMS, pegando o valor
RMS da tensão na carga e comparando com limites pré-estabelecidos, assim que algum destes
valores forem ultrapassados, um sinal de saída indica o ilhamento.
Através da lógica de detecção e controle desenvolvida, é possível monitorar a tensão na
carga e comparar o valor RMS com limites pré-estabelecidos. Assim que o valor RMS da tensão
ultrapassar estes limites, o ilhamento é confirmado e o conversor cessa o fornecimento de
energia.
Variando-se o valor da carga, o valor da tensão resultante nela após o efeito de ilhamento
também varia, podendo ser de sub ou sobretensão, ou até mesmo continuar no mesmo nível e
então impossibilitar a detecção.
4.2.3 Diagrama da simulação
Para representar o sistema fotovoltaico conectado à rede e depois a abertura do disjuntor
para ocasionar o ilhamento, foi criado o diagrama da Figura 11.
Figura 11: Diagrama da simulação
Fonte: Adaptado de power_PVarray_3500W, Mathworks
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4.3 Método por detecção de harmônicos
4.3.1 Procedimento da simulação
Foi utilizado o mesmo procedimento do caso anterior, com a diferença que a lógica para
detecção do ilhamento foi modificada, monitorando o índice de TDH da corrente na carga.
Quando o TDH atinge um valor limite pré-estabelecido, a condição de ilhamento é detectada e
o conversor cessa o fornecimento de energia para a carga.
O diagrama de simulação foi alterado para que o sistema não tratasse a rede como uma
fonte ideal, acrescentando uma impedância equivalente da fonte para que se pudesse identificar
o TDH inicial.
4.3.2 Diagrama da simulação
Para esta simulação, foi utilizado o diagrama da Figura 12.
Figura 12 – Diagrama para método por detecção de harmônicos
Fonte: Adaptado de power_PVarray_3500W, Mathworks
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4.4 Método de impedância com frequência específica
4.4.1 Procedimento da simulação
Através de alterações no bloco de controle do inversor, foi possível injetar uma corrente
com frequência de 80 Hz e, deste modo, detectar o efeito desta corrente na tensão da carga após
o ilhamento (Figura 13). Enquanto o sistema fotovoltaico está conectado ao SEP, a perturbação
escoa para a rede, mas quando acontece a falta em t=0.4s, toda a perturbação vai para a carga,
alterando o valor de sua tensão e possibilitando a detecção do ilhamento.
4.4.2 Diagrama da simulação
A modificação no bloco de controle do inversor foi a apresentada na Figura 13.
Figura 13 – Bloco de controle do inversor alterado para frequência específica
Fonte: Adaptado de power_PVarray_3500W, Mathworks
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4.5 Método de Injeção de Reativo
4.5.1 Procedimento da simulação
Novamente, alterando-se o bloco de controle do inversor, pôde-se alterar o fator de
potência ótimo do painel fotovoltaico, que sempre busca fator de potência unitário (Figura 14).
Desta forma, injeta-se potência reativa na carga, que quando está conectada à rede não sente o
efeito da perturbação, mas quando o SEP se desconecta, toda perturbação escoa para a carga,
alterando-se o valor de sua tensão.
4.5.2 Diagrama da simulação
A modificação no bloco de controle do inversor foi a apresentada na Figura 14.
Figura 14 – Bloco de controle do inversor alterado para injeção de reativo
Fonte: Adaptado de power_PVarray_3500W, Mathworks
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5 Resultados e Discussão
5.1 Normas
Segundo as normas IEEE 929-2000 (Tabela 1) e ABNT NBR IEC 62116 (Tabela 2), o
tempo máximo para detecção de ilhamento é de 2s após a formação da ilha [14] [15].
Tabela 1: Tensão para norma IEEE 929-2000
Tempo de detecção de ilhamento
Faixa de tensão (% do valor nominal) Tempo de detecção (ciclos)
Tensão < 50 6
50 <tensão < 88 120
88 < tensão < 110 operação normal
110 < tensão < 137 120
137 > tensão 2
Fonte: IEEE 929-2000 [14]
Tabela 2: Tensão para norma ABNT NBR IEC 62116
Tempo de detecção de ilhamento
Tensão (RMS) Tempo de detecção (segundos)
115% da nominal 2
85% da nominal 2
Fonte: ABNT NBR IEC 62116 [15]
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5.2 Cargas
Foram feitas 3 simulações para cada método, cada uma com cargas diferentes para que
se pudesse ver o efeito do ilhamento e a capacidade de detecção para diferentes tipos de cargas.
A carga 1 consumindo mais energia que a gerada no painel fotovoltaico.
A carga 2 consumindo menos energia que a gerada no painel fotovoltaico.
A carga 3 consumindo praticamente a mesma quantia de energia gerada no painel
fotovoltaico.
5.3 Resultados das Simulações Iniciais
Após as simulações realizadas no programa Simulink, pôde-se verificar que o método
de detecção por sub ou sobretensão conseguiu detectar o ilhamento do sistema fotovoltaico e
foi capaz de cessar o fornecimento de energia dentro de um curto período de tempo.
Com a variação do valor da carga, foram obtidos os seguintes resultados de simulação
(Figuras 15-17).
Figura 15 - Detecção para carga 1
Fonte: Próprio autor
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Figura 16 - Detecção para carga 2
Fonte: Próprio autor
Figura 17 - Situação de não detecção de ilhamento na carga 3
Fonte: Próprio autor
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Conforme pode ser observado, nos dois primeiros casos, das cargas 1 e 2, o tempo de
detecção da situação de ilhamento foi de cerca de 0.02s, estando dentro das condições da norma.
Na última situação não foi possível detectar o ilhamento do sistema, pois a diferença de
tensão gerada não foi suficiente para atingir os limites pré-estabelecidos.
5.4 Resultados das Simulações de Detecção por Harmônicos
O ajuste dos parâmetros de detecção deste método se mostrou realmente bem difícil de
ser definido. Como pode ser observado nos gráficos (Figuras 18-20), o período transitório
quando o painel fotovoltaico é ligado cria um pico na TDH que pode ocasionar um alarme falso
de ilhamento.
Figura 18 - Detecção para carga 1
Fonte: Próprio autor
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Figura 19 - Situação de não detecção de ilhamento na carga 2
Fonte: Próprio autor
Figura 20 - Situação de não detecção de ilhamento na carga 3
Fonte: Próprio autor
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O tempo de detecção para a carga 1 foi de cerca de 0.23s, dentro da norma, mas bem
maior que o do método anterior.
Não foram detectados os ilhamentos para carga 2 e 3, no caso da carga 3, já era esperado
que o ilhamento não fosse detectado por se tratar de um método passivo, no entanto, o fato do
método não conseguir detectar o ilhamento para a carga 2 mostra que sua área ZND é maior
que o método de detecção por tensão.
5.5 Resultados das Simulações de Detecção por Impedância Específica
Com a injeção de uma corrente com frequência definida e muito superior à da rede,
foram obtidos os seguintes resultados (Figuras 21-23).
Figura 21 - Detecção para carga 1
Fonte: Próprio autor
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Figura 22 - Detecção para carga 2
Fonte: Próprio autor
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Figura 23 - Detecção para carga 3
Fonte: Próprio autor
O método conseguiu detectar o ilhamento em todas as 3 situações, mas para a carga 3, foi
necessário que se injetasse uma corrente de valor muito alto com frequência de 80 Hz para que
a tensão na carga fosse alterada a ponto de atingir os limites de detecção. Normalmente, as
cargas RLC apresentam características de filtros passa-baixa, o que acaba dificultando a ação
da corrente de alta frequência na tensão quando o SEP está desconectado.
Além destes fatores, fica clara a perturbação na forma de onda da corrente, diminuindo a
qualidade de energia do sistema, mesmo quando conectado à rede.
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5.6 Resultados das Simulações de Injeção de Reativo
Após feita a modificação no bloco de controle do inversor, foram feitas as simulações sob
as mesmas condições dos outros métodos e os seguintes resultados obtidos (Figuras 24-26).
Figura 24 - Detecção para carga 1
Fonte: Próprio autor
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Figura 25 - Detecção para carga 2
Fonte: Próprio autor
Figura 26 - Detecção para carga 3
Fonte: Próprio autor
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O método conseguiu detectar a condição de ilhamento para as 3 cargas, mesmo para a
carga 3, onde o consumo e geração de potência se aproximam muito, se mostrando bastante
eficaz.
No entanto, o fator de potência não é mais unitário, caindo para cerca de 0.95 o que
resulta em uma certa perda de potência útil.
5.7 Tabela comparativa dos métodos simulados
Com o resultado de todas as simulações, é possível contruir uma tabela comparativa com
alguns critérios como facilidade de implementação, tempo de resposta, qualidade da energia,
área ZND (Tabela 3).
Tabela 3 – Comparação dos métodos simulados
Método Área ZND Implementação
Possíveis
impactos na
qualidade de
energia
Tempo de resposta
(cargas 1, 2 e 3)
Tensão média fácil nenhum 20 ms 31 ms não
detectou
Harmônicos grande
moderada
(dificuldade para
estabelecer limites
de THD)
nenhum 220
ms
não
detectou
não
detectou
Frequência específica pequena fácil harmônicos 25 ms 70 ms 15 ms
Injeção de reativo pequena fácil
redução do
fator de
potência
15 ms 20 ms 380 ms
Fonte: Próprio autor
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6 Conclusão
Os dois métodos passivos não conseguiram detectar a condição de ilhamento para todas
as cargas simuladas, o que ocorreu quando a potência gerada pelo painel fotovoltaico era muito
próxima da potência consumida pela carga.
O método de detecção por harmônicos mostrou uma grande dificuldade para se
estabelecer os limites de detecção devido ao transitório do momento em que o painel
fotovoltaico é acionado, e ainda foi ineficaz para detectar o ilhamento na simulação da carga 2.
Os métodos ativos simulados apresentaram bons resultados com tempos de resposta
dentro da norma, no entando, a injeção de perturbação no sistema afeta a qualidade de energia,
o que é um efeito indesejado.
O método de frequência específica necessitou de uma corrente muito alta com
frequência acima da rede para poder afetar a tensão da carga e encadear a detecção de ilhamento,
com isso, deformou a forma de onda da corrente devido aos harmônicos criados.
Dentre os 4 métodos simulados, o que obteve melhores resultados foi o de injeção de
reativos. Além de ter uma implementação fácil, com uma parcela bem pequena de reativo
injetada o método pôde detectar a condição de ilhamento para as 3 cargas em tempos bem
pequenos.
Apesar de não ter simulado todos os métodos de detecção citados neste trabalho, foi
possível se observar a diferença na eficiência entre os métodos passivos e ativos, ficando claro
que não se deve utilizar apenas os métodos passivos como meio de proteção contra o efeito
ilhamento.
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Referências
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Operação Isolada e em Paralelo com uma Rede de Distribuição de Energia Elétrica”,
São Carlos, 2010, USP.
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2017
[3] REKINGER, M.; THIES, F.; SOLARPOWER EUROPE, “Global Market Outlook For
Solar Power 2015-2019” Europe, 2015.
[4] SOLARGIS, Disponível em “http://solargis.com/assets/graphic/free-
map/GHI/Solargis-Brazil-GHI-solar-resource-map-en.png” acesso em: 01 de junho de
2017.
[5] TEODORESCU, R.; LISERRE, M.; RODRIGUEZ, P., “Grid Converters for
Photovoltaic and Wind Power Systems”, 2011
[6] VALENTE, V. O., “Análise de Problemas de Qualidade da Energia Elétrica Causados
pela Proteção Anti-Ilhamento de Gerados Distribuídos”, São Carlos. , 2013.
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Testing of an Approach to Anti-Islanding in Utility-interconnected Photovoltaic
Systems”, SAND-2000-1939, Sandia National Laboratories, Albuquerque, NM, Aug
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[8] BORTONI, E. C. “Procedimentos de distribuição no Brasil: regras para o acesso.”
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[9] SAMPAIO, L., “Controle da Injeção de Potências Ativa e Reativa em Inversor de
Geração Distribuída Conectado à Rede de Distribuição em Corrente Alternada em Baixa
Tensão, Empregando LMIs com Realimentação de Estados e Critérios de ‘D-
estabilidade”, Ilha Solteira, 2013, UNESP.
[10] SEVERO, L., “Estudo e Implementação de Métodos de Proteção de Anti-ilhamento
Aplicados a Sistemas Fotovoltaicos”, Florianópolis, 2011 – INEP / CTC,UFSC
[11] BOWER, W.; ROPP, M., “Evaluation of Islanding Detection Methods for Utility-
Interactive Inverters in Photovoltaic Systems”, SAND-2002-3591, Sandia National
Laboratories, Albuquerque, NM, Aug 2002.
[12] KUNTE, R.; GAO, W., “Comparison and Review of Islanding Detection Techniques
for Distributed Energy Resources”, Power Symposium, 2008.
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47
[13] BRITO, M., “Inversores Integrados Monofásicos e Trifásicos para Aplicações
Fotovoltaicas: Técnicas para obtenção de MPPT, detecção e proteção de ilhamento,
sincronização e paralelismo com a rede de distribuição de energia elétrica”, Ilha
Solteira, 2013, UNESP.
[14] IEEE-Std.929-2000, “Recommended Practice for Utility Interface of Photovoltaic
Utility”, 2000.
[15] ABNT NBR IEC 62116, “Procedimento de Ensaio de Anti-Ilhamento para Inversores
de Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede Elétrica”, Padrão Brasileiro IEEE, 1992.
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