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% Capítulo 1 - Dissertação Artur Muniz Szpak Furtado
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\chapter{Introdução}\label{CapIntro}

O aumento da demanda por energia elétrica está correlacionado com os aumentos do número de consumidores e do Produto Interno Bruto (PIB) per capta, entre outros fatores. No Brasil, segundo projeções do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE), um aumento populacional em torno de 20 milhões de pessoas acontecerá entre 2015 e 2030 \cite{EPE2012}. Para que este aumento populacional seja acompanhado por um desenvolvimento econômico sustentável, planejar e garantir a expansão da capacidade de geração de energia elétrica é imprescindível.
%\nomenclature{$\mathrm{PIB}$}{Produto Interno Bruto}
%\nomenclature{$\mathrm{IBGE}$}{Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística}

Fontes não renováveis ainda são responsáveis pela maior parte da energia elétrica gerada no mundo. Em 2012, cerca de 80$\,$\% da eletricidade global era de fontes não renováveis. Em muitos países, a atividade econômica que gera mais emissões de $CO_{2}$ na atmosfera é a geração de eletricidade \cite{IEA2015}. A redução destas emissões é buscada por vários governos ao redor do mundo, sendo inclusive fruto de acordos internacionais. Na busca por tornar suas matrizes energéticas mais limpas, a energia solar fotovoltaica há décadas já é pauta de programas de desenvolvimento sustentável de diversos países e tem recebido atenção da comunidade científica, uma vez que sua fonte, o Sol, é recurso ilimitado e abundante \cite{Dincer}.

A energia solar fotovoltaica cresceu em taxas altas na última década, principalmente na Europa e na China, e deve continuar crescendo na próxima década \cite{IEA2015}. No Brasil, menos de 0,1$\,$\% da capacidade de geração brasileira é devida a sistemas fotovoltaicos, de acordo com banco de dados atualizado da Agência Nacional de Energia Elética (ANEEL) em 2016 \cite{Banco}. Esta pequena capacidade contrasta com o grande potencial de irradiação solar incidente no Brasil, que é superior ao da maioria dos países da Europa. O Brasil possui uma insolação diária 40$\,$\% maior que a da Alemanha, maior gerador de energia solar mundial \cite{Villalva}. Porém, projeções da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) mostram que na próxima década o Brasil deve acompanhar o alto ritmo de crescimento da geração fotovoltaica mundial, aumentando sua produção fotovoltaica de um nível atual de $5$ $MWp$, para um patamar de $810$ $MWp$ em 2023, alavancado pela projeção de decréscimo do custo dos sistemas fotovoltaicos e por incentivos fiscais \cite{EPE2014}.
%\nomenclature{$\mathrm{ANEEL}$}{Agência Nacional de Energia Elética}
%\nomenclature{$\mathrm{EPE}$}{Empresa de Pesquisa Energética}

A conversão fotovoltaica de energia é feita a partir de células fotovoltaicas, agrupadas em módulos fotovoltaicos, organizados em variados tipos de arranjos fotovoltaicos. Os arranjos fotovoltaicos ligados a conversores de potência, denominados inversores, formam os sistemas de geração fotovoltaica. Dentre as características favoráveis destes sistemas fotovoltaicos se destacam: não possuem parte móvel, não geram ruídos, podem ser agrupados em configurações com diversos níveis de potência, não requerem quase nenhuma manutenção, apenas limpeza da poeira acumulada, não têm a necessidade de um operador humano e sua instalação é simples e muito rápida \cite{Dincer}. Estas caraterísticas credenciam os sistemas fotovoltaicos a serem facilmente integrados ao ambiente urbano, principalmente sobre os telhados das construções, trazendo a eles sua vantagem competitiva: a microgeração e a minigeração distribuída.

A microgeração e a minigeração distribuídas foram regulamentadas e recebem incentivos fiscais em vários países. No Brasil, elas estão regulamentadas desde 2012 pela Resolução Normativa 482 da ANEEL \cite{ANEEL}. Esta regulamentação permite consumidores urbanos a gerar sua própria energia elétrica a partir de fontes renováveis, consumindo da rede de distribuição sua demanda adicional e fornecendo à rede o excedente da geração, pagando a tarifa só sobre a diferença. Além disso, o país criou incentivos fiscais, como é o caso do Convênio 016 do Conselho Nacional de Política Fazendária (CONFAZ), de 2015, que permite aos estados da União isentar a energia injetada na rede por microgeradores e minigeradores do Imposto sobre Circuilação de Mercadorias e Serviços (ICMS) \cite{CONFAZ}. Desta forma, os estímulos à geração fotovoltaica distribuída são uma ferramenta importante no planejamento energético \cite{EPE2014} do Brasil e dos países em geral, pois transfere para a microgeração e a minigeração parte do investimento governamental na expansão da capacidade nacional de geração e evitando a necessidade de investimento governamental em linhas de transmissão, uma vez que este tipo de energia está diretamente ligado às redes de distribuição.
%\nomenclature{$\mathrm{CONFAZ}$}{Conselho Nacional de Política Fazendária}
%\nomenclature{$\mathrm{ICMS}$}{Imposto Sobre Circuilação de Mercadorias e Serviços}

Neste panorama de consolidação da geração fotovoltaica em plantas urbanas, torna-se cotidiano o funcionamento de arranjos de módulos fotovoltaicos sombreados por prédios, árvores, veículos aéreos, fumaça, pássaros, causando a incidência de irradiâncias diferentes aos módulos de um mesmo arranjo. A esta condição em que irradiâncias diferentes incidem sobre módulos distintos de um mesmo arranjo fotovoltaico, chama-se, comumente na literatura, de sombreamento parcial. O sombreamento parcial causa, além de perdas relevantes na capacidade de geração do arranjo em relação à situação não sombreada, a alteração das características de relação entre tensão e corrente dos arranjos. Esta alteração dificulta a tarefa de manter o ponto de operação de tensão e corrente do arranjo fotovoltaico na condição em que é extraída a maior potência elétrica possível em cada situação de irradiância incidente e de temperatura. Esta tarefa é realizada por algoritmos de seguimento do ponto de máxima potência (\emph{Maximum Power Point Tracking} - MPPT) presentes nos controles do fluxo de potência dos sistemas fotovoltaicos.
%\nomenclature{$\mathrm{MPPT}$}{\emph{Maximum Power Point Tracking} - Seguimento do Ponto de Máxima Potência}

\section{O Problema do Sombreamento Parcial em Sistemas Fotovoltaicos}{\label{secao_problema}}

Em sistemas fotovoltaicos, os arranjos de módulos fotovoltaicos estão ligados a inversores que convertem a energia c.c. gerada pelos módulos em energia c.a. consumida pelas cargas ou injetada em redes de distribuição. Além da função de conversão c.c./c.a., estes inversores são responsáveis por realizar a interface entre os níveis da tensão no arranjo de módulos e da tensão na rede e por controlar o fluxo de potência, de forma a executar continuamente o seguimento do ponto de máxima extração de potência para cada condição ambiental de temperatura e irradiância solar, entre outras funções relacionadas com segurança e qualidade da energia gerada. Entre o arranjo e o inversor, um barramento c.c. capacitivo impõe a tensão nos terminais do arranjo fotovoltaico. Um sistema fotovoltaico com suas partes básicas está ilustrado na Figura \ref{fig_3FiguraZ}. Um módulo fotovoltaico é representado por um retângulo com um triângulo inscrito em seu topo.
%\nomenclature{$\mathrm{c.c.}$}{Corrente Contínua}
%\nomenclature{$\mathrm{c.a.}$}{Corrente Alternada}

\begin{figure}[t!]
    \begin{center}
        \caption{Partes básicas de um sistema fotovoltaico. \label{fig_3FiguraZ}}
        \includegraphics[width=1\linewidth]{Cap1/Figuras/3FiguraZ.pdf}
        \legend{Fonte: próprio autor.}
    \end{center}
\end{figure}

Um módulo fotovoltaico exibe uma relação não linear entre a sua tensão e a sua corrente. Esta curva tensão-corrente tem sua forma influenciada pela temperatura do módulo e pela irradiância solar \cite{Xiao}. Consequentemente, a relação entre a tensão e a potência gerada por um módulo também é não linear. Os formatos das curvas características tensão-potência e tensão-corrente do módulo fotovoltaico \emph{KC200GT} da fabricante \emph{Kyocera} estão mostrados, respectivamente, na Figura \ref{fig_2FiguraX}(a) e na Figura \ref{fig_2FiguraX}(b) \cite{kc200gt}. Pode-se perceber que a curva tensão-corrente tem a forma de um único degrau arreadondado, Nesta curva, a corrente gerada pelo módulo quando a tensão no módulo é zero é chamada corrente de curto-circuito, $I_{sc}$ e a tensão quando esta corrente gerada é zero é chamada de tensão de circuito aberto, $V_{oc}$. A curva tensão-potência por sua vez tem forma de um único pico positivo que encontra o eixo das abcissas, onde a potência é zero, quando a tensão é zero, zerando a potência, e quando a tensão é igual à onde a $V_{oc}$, pois neste ponto de operação a corrente é zero, zerando a potência. O ponto máximo do pico da curva tensão-potência é chamado de ponto de máxima potência (\emph{Maximum Power Point} - MPP). O par tensão-corrente que gera o MPP é representado por $V_{MPP}$, a tensão do ponto de máxima potência e $I_{MPP}$, a corrente do ponto de máxima potência. Estes pontos estão mostrados na \ref{fig_2FiguraX}.
%\nomenclature{$\mathrm{V_{oc}}$}{Tensão  nominal de circuito aberto}
%\nomenclature{$\mathrm{I_{sc}}$}{Corrente nominal de curto-circuito}
%\nomenclature{$\mathrm{V_{mp}}$}{Tensão no ponto de máxima potência}
%\nomenclature{$\mathrm{I_{mp}}$}{Corrente no ponto de máxima potência}
%\nomenclature{$\mathrm{MPP}$}{Ponto de máxima potência de uma sistema sem sombreamento parcial}

\begin{figure}[t!]
    \begin{center}
        \caption{Curvas características de um módulo fotovoltaico: (a) curva tensão-corrente, (b) curva tensão-potência. \label{fig_2FiguraX}}
        \includegraphics[width=0.9\linewidth]{Cap1/Figuras/2FiguraX.pdf}
        \legend{Fonte: próprio autor.}
    \end{center}
\end{figure}

Um arranjo de módulos com irradiância constante tem curvas características tensão-corrente e tensão-potência com o mesmo formato da curva de um único módulo. Com sombreamento parcial, um arranjo apresenta uma relação tensão-corrente ainda mais complexa. Para cada condição de irradiância e temperatura, a corrente de um arranjo pode ser escrita como uma função dependente da tensão. Portanto, controlando a tensão nos terminais do arranjo por meio do controle da tensão em um capacitor de barramento c.c., leva-se o arranjo de módulos para um ponto de operação da curva tensão-corrente, estabelecendo assim a corrente e, consequentemente, a potência gerada pelo arranjo de módulos. O valor da tensão deste barramento c.c. é determinado por algoritmos de MPPT, e um controlador de tensão é responsável por controlar esta tensão e com isso levar o ponto de operação do módulo para o topo da curva tensão-potência para cada condição ambiental de irradiância e temperatura.

Módulos fotovoltaicos, nas mais comuns tecnologias de fabricação, trabalham com tensões inferiores a $40V$ em seus terminais. Para a conexão de um único módulo fotovoltaico à rede, mesmo em tensões de distribuição secundária, seria necessária uma grande amplificação de tensão no inversor. Este processo de amplificação com alto ganho traz perdas. Por este motivo, as configurações de sistemas fotovoltaicos que tiveram maior desenvolvimento usam arranjos com módulos fotovoltaicos conectados em série, levando a soma das tensões dos módulos a valores próximos aos valores de pico da tensão de linha da rede a que este arranjo de módulos está conectado. Desta forma, amplificações com menores ganhos podem ser usadas no inversor.

De acordo com as configurações de conexão entre módulos e inversores, os sistemas fotovoltaicos podem ser classificados em centralizados e descentralizados \cite{Farias}. Nos sistemas centralizados, um arranjo com uma ou mais conexões de vários módulos em série são ligadas em paralelo e os terminais comuns desta conexão em paralelo são ligados a um inversor. Quando existe um arranjo com apenas uma conexão em série de vários módulos ligada a um inversor central, tem-se a configuração em série, como mostra a Figura \ref{fig_1cenedescentralizado}(a). Quando, a fim de se conseguir um sistema com maior potência, o arranjo tem várias conexões de módulos em série-paralelo, tem-se a configuração da Figura \ref{fig_1cenedescentralizado}(b). Nos sistemas centralizados, tem-se um único controle do MPPT para todo o sistema.

Nos sistemas descentralizados, tem-se vários controladores operando o MPPTs de módulos individuais ou de pequenos arranjos em séries de módulos. Nestes sistemas, é geralmente necessário um estágio de amplificação de alto ganho do nível da tensão dos módulos ou arranjos para o nível das tensões das instalações elétricas residenciais e comercias. Esta amplificação pode ser realizada por transformadores ou por conversores c.c./c.c. Quando vários conversores c.c./c.c. são responsáveis pelo controle individual do MPPT dos arranjos de módulos conectados em série enquanto fazem a amplificação da tensão para a conexão em um único inversor central, tem-se a configuração multi-série mostrada na Figura \ref{fig_1cenedescentralizado}(c).

Na configuração descentralizada, a necessidade de um estágio de amplificação com alto ganho diminui o rendimento geral da conversão de potência em relação à configuração centralizada. Além disso, com vários estágios de amplificação, se cresce o custo do sistema em relação à configuração centralizada. O principal benefício da configuração descentralizada é ter MPPTs independentes para pequenas conexões série de módulos. Desta forma, há menos chance que algum tipo de sombreamento faça com que módulos sujeitos ao mesmo controle MPPT estejam expostos a irradiâncias diferentes, tendo assim pontos de extração de máxima potência diferentes. Por outro lado, os sistemas centralizados são mais baratos, tem menos perdas nas chaves dos conversores e são a tecnologia presente na maioria da capacidade instalada no mundo. Seu principal problema é a maior possibilidade de sombreamento parcial no seu arranjo de módulos.

\begin{figure}[t!]
    \begin{center}
        \caption{Configurações de sistemas fotovoltaicos: (a) sistema centralizado série, (b) sistema centralizado série-paralelo, (c) sistema descentralizado multi-série. \label{fig_1cenedescentralizado}}
        \includegraphics[width=1\linewidth]{Cap1/Figuras/1cenedescentralizado.pdf}
        \legend{Fonte: próprio autor.}
    \end{center}
\end{figure}

O problema do sombreamento parcial é um aspecto limitador da extração de potência de arranjos de módulos conectados em série. Módulos conectados em série têm a mesma corrente circulante. Caso eles estejam expostos a irradiâncias diferentes, eles terão curvas tensão-corrente distintas. Assim, quando esta corrente passa por módulos em série com irradiâncias distintas, tensões diferentes aparecerão nos módulos. Determinados tipos de sombreamento podem, inclusive, levar a tensão de um ou mais módulos a valores negativos fazendo estes módulos funcionarem como carga. Módulos funcionando como cargas, além do infortúnio lógico de consumirem potência ao invés de gerarem, apresentam superaquecimento e podem, inclusive, ter danos irreversíveis em seu material semicondutor \cite{Vemuru}. A Figura \ref{fig_2tensaoreversa} ilustra a situação onde a corrente circulante de uma conexão de dois módulos em série com irradiâncias distintas leva o módulo de menor irradiância a apresentar tensão negativa e, portanto, consumir energia funcionando como carga. A curva do módulo de menor irradiância está ilustrando a característica tensão-corrente de módulos fotovoltaicos também para pontos de operação com valores negativos de tensão.

\begin{figure}[t!]
    \begin{center}
        \caption{Sistema fotovoltaico formado por dois módulos em série com irradiâncias distintas. \label{fig_2tensaoreversa}}
        \includegraphics[width=1\linewidth]{Cap1/Figuras/2tensaoreversa.pdf}
        \legend{Fonte: próprio autor.}
    \end{center}
\end{figure}

A fim de evitar os problemas da polarização reversa de módulos, foi proposto por diversos autores o uso de diodos de passagem em paralelo à cada módulo \cite{Vemuru, Herrmann, Dorado}. Quando um módulo sombreado apresenta uma tensão negativa que ultrapassa a tensão de condução do diodo de passagem, este diodo passa a conduzir integralmente a corrente circulante de uma configuração série de módulos. Desta forma, evita-se o funcionamento dos módulos como cargas. O resultado da condução de um diodo de passagem é a desativação do módulo em questão. Sem nenhuma corrente passando pelo módulo, este não gera nem consome potência. No entanto, esta condução causa uma pequena perda na capacidade de geração de uma conexão série, pois a tensão direta do diodo contribui negativamente para a tensão do arranjo. Além dos diodos de passagem, diodos de bloqueio também são usados em sistemas fotovoltaicos. Estes diodos são colocados em série com casa conexão série de um arranjo fotovoltaico para evitar que correntes negativas fluam pelos módulos em uma situação em que o barramento c.c. alcance uma tensão superior à $V_{oc}$. Estes diodos não estão representados nas figuras deste trabalho pois considerou-se estes como diodos ideais, sem queda de tensão em sua região ativa.

A corrente da conexão série de módulos expostos a irradiâncias diferentes e mesma temperatura é sempre igual à corrente do módulo de maior irradiância da série. Esta propriedade é ilustrada observando as curvas da Figura \ref{fig_4FiguraY}, que são obtidas de um arranjo fotovoltaico formado por oito módulos em série como o da Figura \ref{fig_correntes_sistema}, cada um exposto a uma irradiância distinta a uma mesma temperatura. A Figura \ref{fig_4FiguraY}(a) mostra a curva característica tensão-corrente de cada um desses módulos. Pode-se notar que quanto maior a irradiância de um módulo maior a sua corrente. Para um determinado valor de tensão entre os terminais de cada módulo, um módulo com irradiância maior que outro tem corrente maior que este outro. As curvas características de cada módulo são respeitadas quando estes módulos estão em série, exceto quando estão desativados por seus diodos de passagem (\emph{bypassed}).  Assim, quando a tensão do arranjo série cresce a partir de zero, tensões e correntes aparecem nos terminais de cada módulo de modo a percorrer suas curvas características. A dinâmica de como estas curvas são percorridas é determinada sempre pela corrente da curva característica do módulo de maior irradiância. Quando a tensão do arranjo é imediatamente maior que zero, a corrente do módulo de maior irradiância é sua corrente de curto circuito, neste caso $7,26A$, conforme sua curva característica. Esta corrente é uma corrente que as curvas características dos demais módulos não alcançam nos seus quadrantes de tensões positivas. Desta forma, uma tensão negativa aparece em cada módulo. Esta tensão negativa em cada módulo é ceifada quando ultrapassa a tensão de condução do respectivo diodo de passagem. Neste caso, o módulo é desligado deixando de conduzir corrente. A corrente circulante do arranjo série, então, passa toda pelo diodo de passagem desse módulo. A Figura \ref{fig_4FiguraY}(b) mostra as curvas das correntes de cada módulo do arranjo da Figura \ref{fig_correntes_sistema} em função da tensão do arranjo, quando a tensão do arranjo vai da zero até a tensão de circuito aberto do arranjo. Pode-se perceber que, para tensões baixas, apenas o módulo de maior irradiância está conduzindo corrente. Nestas tensões, a tensão do módulo de maior irradiância é igual a tensão do arranjo menos sete vezes a tensão de condução dos diodos de passagem. Com o crescimento da tensão do arranjo, a tensão no módulo de maior irradiância vai crescendo até que sua corrente torna-se igual à corrente de curto-circuito do módulo de segunda maior irradiância, neste caso $6,52A$. Neste instante, o módulo de segunda maior irradiância passa a conduzir corrente e uma tensão positiva aparece em seus terminais contribuindo para a potência total do arranjo. Com a condução deste segundo módulo, a tensão do arranjo passa a ser a soma das tensões da curva característica de cada módulo para a mesma corrente circulante em ambos módulos menos seis vezes a tensão de condução dos diodos de passagem. À medida que a tensão do arranjo vai aumentando, a corrente do arranjo vai diminuindo e os módulos de menores irradiâncias vão, um por um, entrando em condução. Em todo essa trajetória de aumento da tensão do arranjo, a curva característica tensão-corrente do módulo de maior irradiância vai sendo percorrida. Assim, a corrente deste módulo que limita a corrente sempre é igual à corrente circulante do arranjo série. A Figura \ref{fig_4FiguraY}(c) mostra a curva de tensão do módulo de maior irradiância em função da tensão do arranjo. Pode-se notar que esta curva tem o mesmo desenho envoltório da superposição das curvas da corrente de cada arranjo em função da tensão do arranjo, mostrado na Figura \ref{fig_4FiguraY}(b). Esta curva da tensão do módulo de maior irradiância em função da tensão do arranjo é idêntica à curva tensão-corrente do arranjo série.

\begin{figure}[t!]
    \begin{center}
        \caption{Curvas caracteríticas do sistema fotovoltaico com sombreamento parcial: (a) curvas tensão-corrente de cada módulo, (b) curvas das correntes de cada módulo em função da tensão do arranjo, (c) curva da corrente do módulo de maior irradiância em função da tensão do arranjo. \label{fig_4FiguraY}}
        \includegraphics[width=1\linewidth]{Cap1/Figuras/4FiguraY.pdf}
        \legend{Fonte: próprio autor.}
    \end{center}
\end{figure}

\begin{figure}[t!]
    \begin{center}
        \caption{Sistema fotovoltaivo formado por arranjo série de oito módulos com seus respectivos diodos de passagem \label{fig_correntes_sistema}}
        \includegraphics[width=1\linewidth]{Cap1/Figuras/correntes_sistema.pdf}
        \legend{Fonte: próprio autor.}
    \end{center}
\end{figure}

O arranjo fotovoltaico da Figura \ref{fig_correntes_sistema} com cada módulo um exposto a uma irradiância distinta com as curvas tensão-corrente mostradas na Figura \ref{fig_4FiguraY} tem curva tensão-potência mostrada na Figura \ref{fig_potencia_sistema}.O efeito de uma curva tensão-corrente com múltiplos degraus é uma curva tensão-potência com múltiplos picos. Esta presença de múltiplos picos de potência torna ineficientes os algoritmos de MPPT convencionais baseados na escalada da curva de potência até alcançar o MPP. Com múltiplos picos, cada pico apresenta um máximo local, mas apenas um desses é o GMPP, o máximo global da curva. Assim, basta que, no momento do sombreamento, o ponto de operação da conexão série seja levado à base de um pico que não é o pico global da curva tensão-potência, para que algoritmos deste tipo levem o sistema pra esse o máximo desse pico local e lá permaneçam. Assim, esses algoritmos de MPPT não extraem a maior potência do arranjo.

\begin{figure}[t!]
    \begin{center}
        \caption{Curva característica tensão-potência do sistema fotovoltaivo com sombreamento parcial. \label{fig_potencia_sistema}}
        \includegraphics[width=1\linewidth]{Cap1/Figuras/potencia_correcao.pdf}
         \legend{Fonte: próprio autor.}
    \end{center}
\end{figure}

Devido a isso, surgiram algoritmos de MPPT preocupados com a situação do sombreamento parcial, chamados de algoritmos de seguimento do ponto de máxima potência global (\emph{Global Maximum Power Point Tracking} - GMPPT). Estes algoritmos prezam por identificar, através da leitura da tensão e da corrente de um arranjo fotovoltaico, mudanças que identifiquem o acontecimento de um sombreamento parcial. Ao identificar este sombreamento, estes algortímos passam a atuar sobre a tensão do arranjo enquanto lêem a tensão e a corrente do arranjo, calculando sua potência, de modo realizar uma busca entre os pontos de operação da curva tensão-potência. Esta busca identifica os picos da curva que podem conter o ponto de máxima potência global (\emph{Global Maximum Power Point} - GMPP) desta curva julgando qual destes picos, de fato, contém o GMPP Após este julgamento, por fim, os algoritmos levam a operação do sistema para este GMPP.
%\nomenclature{$\mathrm{GMPPT}$}{Global Maximum Power Point Tracking - Seguimento do Ponto de Máxima Potência Global}
%\nomenclature{$\mathrm{GMPP}$}{Global Maximum Power Point - Ponto de Máxima Potência Global}

\section{Objetivos da Dissertação de Mestrado}

O estudo de técnicas de seguimento do ponto de máxima potência global (GMPPT) em sistemas fotovoltaicos expostos a um sombreamento parcial e a proposta de uma técnica inédita são os objetivos gerais desta Dissertação de Mestrado, cujos objetivos específicos são listados a seguir:

\begin{enumerate}
  \item[\textbf{1.}] Revisão bibliográfica e estudo estatístico das curvas caraterísticas de sistemas fotovoltaicos com sombreamento parcial;
  \item[\textbf{2.}] Revisão bibliográfica sobre as técnicas de GMPPT para sistemas fotovoltaicos com sombreamento parcial;
  \item[\textbf{3.}] Reconstrução de duas das principais técnicas encontradas na literatura em ambiente de simulação computacional;
  \item[\textbf{4.}] Proposta de uma nova técnica de GMPPT para sistemas fotovoltaicos com sombreamento parcial a partir das conclusões obtidas nos estudos estatísticos; % de estimação de parâmetros de módulos fotovoltaicos;
  \item[\textbf{5.}] Realização da simulação computacional da nova técnica; % de módulos fotovoltaicos através de uma plataforma experimental; e
  \item[\textbf{6.}] Realização de um estudo comparativo entre a técnica proposta e as duas reconstruídas.% de estimação de parâmetros existentes e as propostas através de dados
\end{enumerate}


\section{Organização Textual}

\begin{itemize}
  \item \textbf{Capítulo \ref{capitulo_estatística}} - Realiza um estudo estatístico conclusivo sobre a região do plano tensão-potência onde é possível ou não estar localizado o ponto de máxima potência global para sistemas fotovoltaicos centralizados em configurações série e série-paralelo;
  \item \textbf{Capítulo \ref{capitulo_tecnicas}} - Estuda dois algoritmos de GMPPT para sistemas fotovoltaicos com sombreamento parcial que obtiveram resultados de destaque em relação ao tempo levado na busca pelo ponto de máxima potência global e em relação à energia perdida nesta busca, ou seja, energia perdida no seguimento gerando potências inferiores à do GMPP da curva. Em seguida, apresenta um novo algoritmo de GMPPT que faz uso de resultados obtidos no Capítulo 2, uma vez que a técnica delimita a região onde é possível encontrar o ponto de máxima potência global.
  \item \textbf{Capítulo \ref{capitulo_comparacao}} - Propõe um esquema de simulação para o teste comparativo destes três algoritmos. Em seguida, são apresentados os resultados e uma análise comparativa da simulação destes três algoritmos controlando três configurações de sistemas centralizados sob diversas condições de sombreamento parcial. A análise comparativa leva em conta tempo perdido e energia perdida no seguimento, dentre outros parâmetros apresentados.
  \item \textbf{Capítulo \ref{capitulo_conclusao}} - Apresenta as conclusões do estudo comparativo realizado, julgando as virtudes e defeitos de cada algoritmo e ponderando pontos de melhoria que cada um deles pode ter.
\end{itemize}
