BR102021026269A2 - Sistema e método para suavização da intermitência da geração fotovoltaica - Google Patents

Abstract

A presente invenção apresenta um sistema e método para suavização da geração de energia fotovoltaica. As usinas fotovoltaicas possuem o problema inerente de intermitência de geração causada pela variação de condições climáticas na escala de tempo de segundos, minutos e horas. Essa intermitência resulta em uma variabilidade de injeção de potência ativa na rede elétrica por parte da usina fotovoltaica.

Description

SISTEMA E MÉTODO PARA SUAVIZAÇÃO DA INTERMITÊNCIA DA GERAÇÃO FOTOVOLTAICA Campo da Invenção

[0001] A presente invenção está relacionada com a área geração de energia elétrica, mais especificamente para a geração de energia elétrica renovável através de usinas fotovoltaicas.

Descrição do Estado da Técnica

[0002] As usinas fotovoltaicas possuem o problema inerente de intermitência de geração causada pela variação de condições climáticas na escala de tempo de segundos, minutos e horas. Essa intermitência resulta em uma variabilidade de injeção de potência ativa na rede elétrica por parte da usina fotovoltaica. Essa variabilidade tem o potencial de causar perturbações, instabilidades e problemas de qualidade de energia na rede elétrica. Adicionalmente, os conversores de uma usina fotovoltaica têm sua capacidade subutilizada, pois devem ser projetados para a potência de pico da usina.

[0003] Para usinas fotovoltaicas preexistentes, a solução para a adição de um sistema de armazenamento de energia para a suavização da geração é um sistema que se conecte ao barramento CA de forma independente dos arranjos fotovoltaicos, injetando sua potência, dessa forma, totalmente por meio dessa conexão. Isso significa, por exemplo, que uma solução baseada em um banco de baterias e um conversor trifásico CC-CA precisará que esse conversor seja capaz de injetar toda potência demandada do banco de baterias no seu ponto de conexão CA.

[0004] O documento CN 110380439-A revela um dispositivo de gestão de energia fotovoltaica marinha ligado à rede, baseado no armazenamento de energia de um capacitor para reduzir o impacto da intermitência do sistema de produção de energia fotovoltaica na rede elétrica do navio. O dispositivo possui um painel fotovoltaico, um controlador fotovoltaico, um inversor fotovoltaico, um capacitor e um conversor CC/CC bidirecional. O painel fotovoltaico converte a energia solar em energia CC através do controlador fotovoltaico para uma potência máxima de rastreio. O sistema recolhe os parâmetros operacionais do capacitor através da comunicação CAN bus e aceita comandos do conversor CC/CC bidirecional para o controle de carga e descarga do capacitor. O inversor fotovoltaico inverte a energia CC do barramento CC em energia CA e depois liga-se à rede elétrica do navio. O documento CN 110380439-A utiliza um capacitor para solucionar o problema técnico em questão.

[0005] O documento CN110083107A revela um sistema e método de controle estratégico central inteligente para uma microrrede.

[0006] O sistema possui os seguintes componentes: - um módulo de alimentação, ligado a um módulo de controle central para operação de alimentação de energia através de uma fonte de alimentação distribuída; - um módulo de controle central, ligado a um módulo de alimentação, um módulo de monitorização de carga, um módulo de cálculo de capacidade, um módulo de otimização, um módulo de distribuição, um módulo de recuperação de carga e um módulo de visualização, para controlar o funcionamento normal de cada módulo por meio de um microcontrolador; - um módulo de monitorização de carga, ligado ao módulo central de controle, para detecção de informação de dados de carga de microrrede por meio de um programa de monitorização; - um módulo de cálculo da capacidade, ligado ao módulo de controle central, para o cálculo da capacidade da microrrede de reserva por meio de um programa de cálculo; - um módulo de otimização, ligado ao módulo de controle central, para otimizar a gestão da microrrede através de um procedimento de otimização; - um módulo de distribuição, ligado ao módulo de controle central, para a operação de distribuição da microrrede de eletricidade através do distribuidor; - um módulo de recuperação de carga, ligado ao módulo de controle central, para recuperar a carga da microrrede; - um módulo de visualização, ligado ao módulo central de controle, para visualização de informações de carga da microrrede monitorizada e informações de falhas através de um visor; - um módulo de aquisição de sinal de falha, ligado ao módulo de controle central, para detectar informações de falha do equipamento de distribuição na microrrede e transmiti-las ao módulo de controle central, que controla se a alimentação elétrica está ou não desligada na falha e exibe a falha através do módulo de visualização; - um módulo de armazenamento de energia, ligado ao módulo de controle central e controlado pelo módulo de controle central, para armazenamento de energia elétrica durante o tempo de inatividade e para utilização como fonte de energia de emergência durante períodos especiais.

[0007] O documento CN205986757-U revela um sistema de armazenamento de energia fotovoltaica de construção de campo.

[0008] O sistema possui os seguintes componentes: - um subconjunto fotovoltaico de película fina; - um sistema de armazenamento de energia de ar comprimido.

[0009] O sistema de armazenamento de energia de ar comprimido inclui: - conversor CC/CA; - compressor; - suporte de gás; - expansor.

[0010] O subconjunto fotovoltaico de película fina passa através do aparelho de consumo de energia de construção externa de um retificador através de uma extremidade do primeiro interruptor de acesso do conversor CC/CA, a outra extremidade do conversor CC/CA, e o suporte de gás passa através da válvula de estrangulamento e insere o expansor, e o expansor passa através do aparelho de consumo de energia de construção externa do retificador.

[0011] Diante das dificuldades presentes no estado da técnica citado acima, não há uma solução eficaz que resolva a intermitência de injeção de potência ativa na rede elétrica por parte da usina fotovoltaica. O estado da técnica citado acima não possui as características únicas que serão apresentadas detalhadamente a seguir.

Objetivo da invenção

[0012] O objetivo é prover um sistema e método para reduzir ou eliminar a variabilidade de injeção de potência ativa na rede elétrica causada pela variação das condições climáticas na usina fotovoltaica.

[0013] Um segundo objetivo é evitar que os conversores de uma usina fotovoltaica tenham sua capacidade subutilizada pois devem ser projetados para a potência de pico da usina.

Descrição Resumida da Invenção

[0014] A presente invenção propõe um sistema e um método de controle para controlar a variabilidade de injeção de potência ativa na rede elétrica, de forma a evitar as perturbações, instabilidades e problemas de qualidade de energia na rede elétrica ocasionadas pela usina fotovoltaica. Adicionalmente, o sistema e método evitam que os conversores de uma usina fotovoltaica tenham sua capacidade subutilizada.

[0015] A invenção se aplica a usinas fotovoltaicas para as quais se deseja adicionar um sistema de armazenamento de energia para mitigação da intermitência, em escalas de tempo inferiores a 1 dia, de geração fotovoltaica. Os terminais de elo CC do arranjo fotovoltaico devem ser disponibilizados para conexão do sistema de armazenamento.

[0016] Sistema para suavização da geração de energia fotovoltaica, caracterizado por compreender conversor secundário (1), banco de baterias (2), arranjo fotovoltaico (3), conversor primário (4) e sistema de instrumentação (5).

[0017] O método é caracterizado por compreender o conversor secundário (1) que opera em quatro camadas de controle em cascata: 1. a primeira camada de controle é responsável por controlar as correntes CA do conversor secundário; 2. a segunda camada de controle é responsável por regular a tensão do elo CC do conversor secundário; 3. a terceira camada de controle controla a corrente do banco de baterias, fornecendo uma referência de tensão CC para a segunda camada; 4. a quarta camada de controle é responsável por gerar a referência de corrente do banco de baterias, considerando a rampa de potência.

[0018] Breve Descrição dos Desenhos

[0019] A presente invenção será descrita com mais detalhes a seguir, com referência às figuras em anexo que, de uma forma esquemática e não limitativa do escopo inventivo, representam exemplos de realização da mesma. Nos desenhos, têm-se: - A Figura 1 ilustra o sistema de armazenamento à planta fotovoltaica de forma a reduzir a potência de operação do conversor eletrônico de potência do sistema de armazenamento e seus componentes, sendo representados por: conversor secundário (1), banco de baterias (2), arranjo fotovoltaico (3), conversor primário (4), sistema de instrumentação (5), microcontrolador (6), drivers de disparo do conversor eletrônico (7), rede externa de energia ou grid (8) e medições (9). - A Figura 2 ilustra o diagrama de blocos do controle em cascata do conversor secundário (1) e seus componentes, sendo representados por: controle de potência em rampa (10), controle de corrente da bateria (11), controle de tensão CC (12), controle de corrente CA (13), modulador (14), conversor secundário (1) e medições (9). - A Figura 3 ilustra uma vista do diagrama de blocos explodido do controle do conversor secundário e seus componentes, sendo representados por: controle de potência em rampa (10), controle de corrente da bateria (11), controlador proporcional integral - PI (15), controle de tensão CC (12), teoria pq (16), controlador proporcional ressonante - PR (17), controle de corrente CA (13), transformada inversa de Clarke (18), modulador PWM (19) e conversor secundário (1). - A Figura 4 ilustra o controle de potência em rampa e seus componentes, sendo representados por: taxa de variação da potência da rede normalizada e limitada (20), taxa de variação da potência da rede (21), saída da potência de referência da rede (22), referência da potência do banco de baterias (23), erro do estado de carga do banco de bateria normalizado (24), potência do banco de baterias normalizado (25), variação do estado de carga do banco de baterias (26), referência do estado de carga do banco de baterias (27), potência do sistema fotovoltaico (28), estado de carga do banco de baterias (29) e potência do banco de baterias (30). - A Figura 5 ilustra o diagrama de sequências do controle de potência em rampa e seus componentes, sendo representados por: controlador (31), função que calcula a referência de corrente (32), referência de corrente (33), função que calcula a referência de potência (34), limitador de variação de potência na rede (35), calcula taxa de variação limitada da referência de potência da rede (36), integra taxa de variação limitada da referência de potência da rede (37), calcula referência de potência do banco de baterias (38), referência de potência do banco de baterias (39), limita potência do banco de baterias (40), calcula corrente do banco de baterias correspondente (41), registra perturbação sobre o conversor primário correspondente (42), calcula corrente para perturbação constante sobre o conversor primário (43), calcula e limita a potência do banco de baterias (44), calcula corrente do banco de baterias (45), referência de corrente do banco de baterias (46). Taxa de amostragem do controle de rampa = uma vez por segundo.

Descrição Detalhada da Invenção

[0020] Segue abaixo descrição detalhada de uma concretização preferida da presente invenção, de cunho exemplificativo e de forma nenhuma limitativo. Não obstante, ficará claro para um técnico no assunto, a partir da leitura desta descrição, possíveis concretizações adicionais da presente invenção ainda compreendidas pelas características essenciais e opcionais abaixo.

[0021] A invenção permite o aproveitamento dos circuitos de potência preexistentes para a conexão de um novo sistema de armazenamento de energia, reduzindo a potência necessária do novo conversor eletrônico de potência usado para realizar a conexão do sistema de armazenamento de energia e potencialmente reduzindo os custos desse novo sistema. A solução proposta, que consiste em uma topologia inovadora, permite que a potência injetada na rede não sofra com as variações bruscas causadas pela intermitência da geração fotovoltaica.

[0022] Adicionalmente, esta solução reduz a capacidade ociosa dos conversores já existentes na usina fotovoltaica. A potência que deve fluir pelo banco de baterias é dividida entre os conversores preexistentes e os novos, dedicados ao controle do sistema de armazenamento. Isso significa o uso da capacidade ociosa ao passo em que reduz a potência demandada dos novos conversores. O sistema de armazenamento evita a perturbação do rastreamento de ponto de máxima extração de potência da usina fotovoltaica pelo ajuste de seu passo de cálculo de referência de potência do banco de baterias. O passo é determinado de forma a ser mais longo que o passo de operação do rastreamento de ponto de máxima extração de potência, permitido a este sistema o assentamento após cada iteração do cálculo de referência de potência da bateria.

[0023] A invenção é caracterizada por um sistema, apresentado na Figura 1, que conecta o sistema de armazenamento à planta fotovoltaica de forma a reduzir a potência de operação do conversor eletrônico de potência do sistema de armazenamento. O sistema para suavização da geração de energia fotovoltaica compreende conversor secundário (1), banco de baterias (2), arranjo fotovoltaico (3), conversor primário (4) e sistema de instrumentação (5). Os componentes desse sistema se conectam da seguinte forma: 1- Os terminais do lado CC do conversor (4) da planta fotovoltaica se conectam aos terminais do arranjo fotovoltaico (3) (Figura 1). 2- O terminal positivo do lado CC do conversor (1) do sistema de armazenamento (2) se conecta ao terminal negativo do lado CC do conversor (4) da planta fotovoltaica. Já o terminal negativo do lado CC do conversor (1) do sistema de armazenamento se conecta ao terminal negativo do banco de baterias (2) (Figura 1). 3- O terminal positivo do banco de baterias (2) é conectado ao terminal positivo do lado CC do sistema fotovoltaico (3), estando no mesmo ponto elétrico do terminal positivo do conversor (4) da planta fotovoltaica e do terminal positivo do arranjo fotovoltaico (3) (Figura 1). 4- Nessa configuração, o elo CC da usina fotovoltaica (3) é conectado em série com o elo CC do conversor secundário (1). Dessa forma, a soma dessas tensões é igual à tensão nos terminais do banco de baterias (2) (Figura 1).

[0024] Tanto o conversor (1) do sistema de armazenamento como o conversor (4) da planta fotovoltaica se conectam ao lado CA do sistema, ou seja, à rede elétrica, através de filtros independentes, podendo ou não utilizar transformadores para adequação dos níveis de tensão CA (Figura 1).

[0025] Essas interconexões resultam em um sistema onde a razão entre potência do conversor secundário e a potência do banco de baterias é igual à razão entre a tensão CC do conversor secundário e a tensão CC do banco de baterias. O sistema mostrado na Figura 1 é, portanto, uma solução que reduz a potência do conversor do sistema de armazenamento em relação à potência do banco de baterias.

[0026] O conversor secundário também possui um contator CC para conectá-lo ou desconectá-lo do lado CC do sistema, de forma automatizada.

[0027] Durante a operação do sistema, o controlador do conversor primário é responsável por impor a tensão CC do arranjo fotovoltaico, com o objetivo de extrair sua máxima potência disponível. Essa é uma funcionalidade pré-existente de uma usina fotovoltaica.

[0028] A variação da potência do arranjo fotovoltaico ao longo do dia provoca flutuações na potência injetada na rede elétrica, ou seja, no lado CA do sistema.

[0029] A suavização dessas flutuações de potência ao longo do tempo é feita pelo conversor secundário, que controla a potência do banco de baterias através do controle da tensão dos seus terminais CC.

[0030] O conversor secundário opera com quatro camadas de controle em cascata, conforme mostrado no diagrama de blocos controle do conversor secundário na Figura 2.

[0031] A primeira camada, mais interna, é responsável por controlar as correntes CA do conversor secundário, dada a referência de potência ativa fornecida pela segunda camada de controle, que é responsável por regular a tensão do elo CC do conversor secundário (Figura 3). Ou seja, a potência ativa que flui pelo conversor é dependente do controle de tensão CC, que age para absorver ou injetar potência a depender da referência de tensão CC.

[0032] A terceira camada controla a corrente do banco de baterias, fornecendo uma referência de tensão CC para a segunda camada, conforme mostrado na Figura 3. Em outras palavras, o controlador da corrente do banco de baterias modifica a referência de tensão CC para alterar a corrente que flui do sistema de armazenamento para o elo CC do conversor secundário. Topologicamente isso é possível, pois, ao alterar o nível de tensão CC, a queda de tensão interna do sistema de armazenamento é também alterada, provocando assim a circulação de corrente CC sobre a resistência interna do banco de baterias.

[0033] A quarta camada do controle, mais externa, é aquela que gera a referência de corrente do banco de baterias, conforme mostrado na Figura 4. A uma frequência inferior que o restante do sistema de controle, referências de potência injetada na rede e do banco de baterias e uma potência de perturbação correspondente sobre o conversor primário (produto entre corrente do banco de baterias e tensão do elo CC do conversor primário) são calculados de forma a atender o critério de taxa máxima de variação da potência ativa injetada na rede. A referência de potência do banco de baterias é calculada como a potência fornecida pelo banco medida somada à diferença entre referência de potência injetada na rede e potência injetada na rede medida (Pbatref = Pbat + Pgref - Pg ou, desprezando-se perdas, Pbatref = Pgref - Ppv , sendo Ppv a potência injetada pelo arranjo). A referência de potência injetada na rede é calculada de forma a garantir uma taxa de variação máxima: como a integral de uma taxa de variação TV(t) que é limitada em valor absoluto pelo valor desejado pelo operador, ou seja, a ±TVmax. A taxa de variação é calculada como uma combinação linear entre a potência atual fornecida pelo banco de baterias e seu desvio do estado de carga de referência, mas limitada pelo valor máximo de taxa de variação da potência da rede. A Figura 4 apresenta, em um diagrama, a geração da referência de potência da bateria.

[0034] A frequência de cálculo da referência de potência injetada na rede deve ser inferior à do sistema de rastreamento de ponto de máxima potência (MPPT, em inglês) do conversor primário. Nos demais ciclos de cálculo de controle, aqueles que não corresponderem ao cálculo de uma nova referência de potência injetada na rede, a referência de corrente do banco de baterias a ser fornecida à terceira camada de controle é calculada de forma a manter constante a potência de perturbação sobre o conversor primário. Isso permite que o MPPT se mantenha no ponto correto, de máxima extração de potência do arranjo fotovoltaico. A corrente é, portanto, calculada como Ibat = Pdis /Vccl, onde as variáveis significam corrente do banco de baterias, potência de perturbação sobre o conversor primário e tensão de elo CC do conversor primário, respectivamente. A lógica de cálculo da quarta camada é apresentada como um diagrama de sequência na Figura 5.

[0035] A atuação das quatro camadas de controle do conversor secundário é dividida em dois modos de operação do equipamento. No primeiro, apenas as camadas um e dois estão ativadas (controle de corrente CA e controle de tensão CC mostrados na Figura 2), com o objetivo de carregar o elo CC do conversor secundário, de forma suave, em um determinado nível de tensão dado pela diferença entre as tensões CC do sistema de armazenamento e do arranjo fotovoltaico. Após essa primeira etapa de inicialização do equipamento, quando a tensão CC alcança o ponto de referência, o controle do conversor secundário aciona o contator CC, fechando o circuito do lado CC do sistema, conectando eletricamente o sistema de armazenamento e a planta fotovoltaica ao conversor secundário. A partir de então, o equipamento passa a operar com as quatro camadas de controle, fazendo pequenas variações ao redor do ponto de operação, ou seja, ao redor da tensão CC do conversor secundário, permitindo o controle de potência do sistema de armazenamento de forma suave e segura.

[0036] A solução é, portanto, uma combinação entre o sistema descrito na Figura 1 e um método que possui a estratégia de controle mostradas nas Figuras 2, 3, 4 e 5, que permitem a suavização das flutuações de potência da usina fotovoltaica, utilizando um conversor com potência inferior à potência do sistema de armazenamento.

EXEMPLO:

[0037] A invenção aplicou o sistema e método com sucesso através de um protótipo funcional, o qual possui os elementos da Figura 1. No caso do protótipo construído, o MPPT opera a 6,8 Hz, enquanto essas potências são calculadas a 1 Hz. O protótipo suaviza a geração de uma usina fotovoltaica de 35 kW utilizando um banco de baterias de íon-lítio de 35 kW e um conversor trifásico adicional de 24 kW. Assim, a invenção proposta foi confirmada pelo uso do protótipo, o qual possibilitou a suavização das flutuações de potência da usina fotovoltaica, utilizando um conversor com potência inferior à potência do sistema de armazenamento. Além disso, também foi demonstrado que o sistema e método evitou que os conversores da usina fotovoltaica tivessem sua capacidade subutilizada.

Claims (25)

1. SISTEMA PARA SUAVIZAÇÃO DA INTERMITÊNCIA DA GERAÇÃO FOTOVOLTAICA, caracterizado por compreender conversor secundário (1), banco de baterias (2), arranjo fotovoltaico (3), conversor primário (4), sistema de instrumentação (5), microcontrolador (6), drivers (7), rede externa de energia ou grid (8) e medições (9).
2. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelos terminais do lado CC do conversor da planta fotovoltaica se conectarem aos terminais do arranjo fotovoltaico.
3. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo terminal positivo do lado CC do conversor do sistema de armazenamento se conectar ao terminal negativo do lado CC do conversor da planta fotovoltaica.
4. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo terminal negativo do lado CC do conversor do sistema de armazenamento se conectar ao terminal negativo do banco de baterias.
5. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo terminal positivo do banco de baterias ser conectado ao terminal positivo do lado CC do sistema fotovoltaico, estando no mesmo ponto elétrico do terminal positivo do conversor da planta fotovoltaica e do terminal positivo do arranjo fotovoltaico.
6. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo elo CC da usina fotovoltaica ser conectado em série com o elo CC do conversor secundário.
7. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de tanto o conversor do sistema de armazenamento como o conversor da planta fotovoltaica se conectarem ao lado CA da rede elétrica, através de filtros independentes.
8. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de tanto o conversor do sistema de armazenamento como o conversor da planta fotovoltaica poderem ou não utilizar transformadores para adequação dos níveis de tensão CA.
9. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato do conversor secundário também possuir um contator CC, para conectá-lo ou desconectá-lo do lado CC do sistema, de forma automatizada.
10. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato do controlador do conversor primário, durante a operação do sistema, ser responsável por impor a tensão CC do arranjo fotovoltaico para extrair sua máxima potência disponível.
11. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato do conversor secundário controlar a potência do banco de baterias através do controle da tensão dos seus terminais CC.
12. MÉTODO PARA SUAVIZAÇÃO DA INTERMITÊNCIA DA GERAÇÃO FOTOVOLTAICA, caracterizado por compreender: 1. um conversor secundário que opera em quatro camadas de controle em cascata; 2. a primeira camada de controle é responsável por controlar as correntes CA do conversor secundário; 3. a segunda camada de controle é responsável por regular a tensão do elo CC do conversor secundário; 4. a terceira camada de controle controla a corrente do banco de baterias; 5. a quarta camada de controle é responsável por gerar a referência de corrente do banco de baterias, considerando a rampa de potência.
13. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato da terceira camada controlar a corrente do banco de baterias, fornecendo uma referência de tensão CC para a segunda camada
14. MÉTODO, de acordo com a reinvindicação 12 e 13, caracterizado pelo fato do controlador da corrente do banco de baterias modificar a referência de tensão CC para alterar a corrente que flui do sistema de armazenamento para o elo CC do conversor secundário.
15. MÉTODO, de acordo com a reinvindicação 12, caracterizado pelo fato das referências de potência injetada na rede e do banco de baterias e uma potência de perturbação correspondente sobre o conversor primário (produto entre corrente do banco de baterias e tensão do elo CC do conversor primário), a uma frequência inferior que o restante do sistema de controle, serem calculados de forma a atender o critério de taxa máxima de variação da potência ativa injetada na rede.
16. MÉTODO, de acordo com a reinvindicação 12 e 15, caracterizado pela referência de potência do banco de baterias ser calculada como a potência fornecida pelo banco medida somada à diferença entre referência de potência injetada na rede e a potência injetada na rede medida.
17. MÉTODO, de acordo com a reinvindicação 16, caracterizado pela equação: Pbatref = Pbat + Pgref - Pg ou, desprezando-se perdas, Pbatref = Pgref - PPv , sendo Ppv a potência injetada pelo arranjo.
18. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato da referência de potência injetada na rede ser calculada de forma a garantir uma taxa de variação máxima, com a integral de uma taxa de variação TV(t), que é limitada em valor absoluto pelo valor desejado pelo operador: ±TVmax.
19. MÉTODO, de acordo com a reinvindicação 18, caracterizado pelo fato da taxa de variação máxima ser calculada como uma combinação linear entre a potência atual fornecida pelo banco de baterias e seu desvio do estado de carga de referência, mas limitada pelo valor máximo de taxa de variação da potência da rede.
20. MÉTODO, de acordo com a reinvindicação 19, caracterizado pelo fato da frequência de cálculo da referência de potência injetada na rede ser inferior à do sistema de rastreamento de ponto de máxima potência do conversor primário.
21. MÉTODO, de acordo com a reinvindicação 20, caracterizado pelo fato da corrente ser calculada pela equação: Ibat = Pdis /Vcc , onde as variáveis significam corrente do banco de baterias, potência de perturbação sobre o conversor primário e tensão de elo CC do conversor primário, respectivamente.
22. MÉTODO, de acordo com a reinvindicação 12, caracterizado pelo fato da atuação das quatro camadas de controle do conversor secundário serem divididas em dois modos de operação.
23. MÉTODO, de acordo com as reinvindicações 12 e 22, caracterizado pelo fato do primeiro modo de operação possuir apenas as camadas um e dois ativadas para carregar o elo CC do conversor secundário em nível de tensão dado pela diferença entre as tensões CC do sistema de armazenamento e do arranjo fotovoltaico.
24. MÉTODO, de acordo com a reinvindicações 12, 22 e 23, caracterizado pelo fato do controle do conversor secundário acionar o contator CC, fechando o circuito do lado CC do sistema, conectando eletricamente o sistema de armazenamento e a planta fotovoltaica ao conversor, após a primeira etapa de inicialização do sistema para suavização da geração de energia fotovoltaica, quando a tensão CC alcança o ponto de referência.
25. MÉTODO, de acordo com as reinvindicações 1, 12, 22, 23 e 24, caracterizado pelo fato do sistema para suavização da geração de energia fotovoltaica passar a operar com as quatro camadas de controle, fazendo pequenas variações ao redor do ponto de operação, ao redor da tensão CC do conversor secundário, realizando o controle de potência do sistema de armazenamento.

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