Control digital de un sistema de generación eléctrica solar monofásico con inyección a red

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El autor otorga al INAOE el permiso de

reproducir y distribuir copias de esta tesis en su

totalidad o en partes mencionando la fuente.

INSTITUTO NACIONAL DE ASTROFÍSICA, OPTICA Y

ELECTRÓNICA.

DEPARTAMENTO DE ELECTRÓNICA

CONTROL DIGITAL DE UN SISTEMA DE

GENERACIÓN ELÉCTRICA SOLAR

MONOFÁSICO CON INYECCION A RED

TESIS DOCTORAL

Para obtener el grado de:

Doctorado en ciencias con la especialidad en electrónica

PRESENTA:

M.S.C. Marco Antonio Morales Caporal

ASESOR:

Dr. José de Jesús Rangel Magdaleno

CONTROL DIGITAL DE UN SISTEMA DE

GENERACIÓN ELÉCTRICA SOLAR MONOFÁSICO

CON INYECCION A RED

TESIS DOCTORAL

Para obtener el grado de:

Doctorado en ciencias con la especialidad en electrónica

PRESENTA:

M.S.C. Marco Antonio Morales Caporal

ASESOR:

Dr. José de Jesús Rangel Magdaleno

i

acertadas orientaciones, dadas durante el desarrollo de este trabajo de investigación, ha sido posible la realización de mi trabajo hasta alcanzar su finalización. Por su paciencia y apoyo, gracias.

Agradezco a mi esposa quien ha estado a mi lado durante todo este tiempo, por apoyarme en todo lo que ha emprendido.

A mi familia por haberme apoyado durante todo este tiempo, por haber creído en mí en cada momento. Gracias mamá, gracias a todos.

Agradezco al comité tutorial por su atención a este trabajo, para mejorarlo a través de sus observaciones.

Al INAOE y las personas que hacen de esta una gran institución.

ii

Resumen

El presente trabajo de tesis se centra en el desarrollo de un sistema de control digital para un inversor de voltaje para uso en un sistema de generación eléctrica con energía solar fotovoltaica interconectado a red (GCPVS, del inglés, Grid Connected Photo Voltaic System).

Actualmente los sistemas de generación de energía solar utilizan paneles fotovoltaicos que convierten la luz solar directamente en electricidad. Sin embargo, existen factores que hacen necesario el uso de convertidores de potencia para poder aprovechar toda la energía solar incidente en los paneles fotovoltaicos, además de que se requiere que la energía generada en corriente directa (CD) sea convertida en corriente alterna (CA) para que pueda ser inyectada a la red eléctrica, todo esto con el fin de aumentar la eficiencia del sistema.

Los sistemas fotovoltaicos, generalmente están conformados por un arreglo de paneles solares conectados en serie y en paralelo, estos paneles a su vez están construidos a partir de celdas solares que convierten la luz en energía a través del efecto fotoeléctrico. Sin embargo debido a esta naturaleza, el nivel de energía dependerá del nivel de radiación incidente, además de la temperatura de operación, por lo que la energía obtenida cambia tanto en corriente y en voltaje, esto hace necesario el uso de convertidores de potencia con control para seguimiento de punto de máxima potencia (MPPT, del inglés, Maximum Power Point Tracker), lo que permite operar al sistema siempre en el punto en que genera la mayor cantidad de energía. Además del problema que presenta el cambio en los niveles de voltaje, el arreglo fotovoltaico produce energía en corriente directa por lo que es necesario transformar esta en corriente alterna para poder ser inyectada a la red eléctrica, para lograr esto es necesario una etapa que permita este cambio, pero además de lograr este cambio es necesario que el sistema inyecte el máximo de energía a una frecuencia especificada por la red eléctrica buscando reducir la distorsión armónica.

iii

de las trasformaciones y así ser más fáciles de tratar, sin embargo, esta teoría no puede ser aplicada directamente en sistemas monofásicos sin realizar algún tipo de modificación.

Como primer paso, esta tesis investiga los algoritmos de seguimiento de máxima potencia que existen y propone el uso de un nuevo método de seguimiento empleando una técnica de paso variable y haciendo uso de un control de corriente predictivo, el cual se emplea para seguir la referencia que genera el control MPPT.

El segundo paso que se revisa y se presenta en esta tesis, es el modelado del control del inversor monofásico basado en un marco de referencia rotatorio síncrono. Para este se realiza un análisis matemático para determinar el mecanismo del acoplamiento que existe entre la fase y amplitud en términos de voltaje. Se propone una estrategia de transformación basada en el uso de la fase de voltaje de red como referencia en las etapas de transformación de Park, y el uso de la fase de corriente como referencia de corriente en las etapas de control. Los componentes de retroalimentación de las señales de línea se transforman en invariantes en el tiempo, esto para reducir la carga computacional asociada a esta etapa.

Finalmente, las efectividades de las técnicas propuestas en esta tesis primeramente serán demostradas mediante la simulación utilizando el entono MATLAB/SIMULINK, una vez probadas se implementarán en un arreglo de compuertas programables en campo (FPGA, del inglés, Field Programable Gate Array) para probar de manera experimental la efectividad de los sistemas de control propuestos.

iv

Abstract

The present thesis focuses on the development of a digital control system for a voltage inverter for use in a grid connected power generation system with photovoltaic solar energy (GCPVS, from English, Grid Connected Photo Voltaic System).

Currently, solar energy generation systems use photovoltaic panels that convert sunlight directly into electricity. However, there are factors that make the use of power converters necessary to increase the use of solar energy incident on the photovoltaic panels, in addition to requiring the energy generated in direct current (DC) to have be to convert into alternating current (CA) so that it can be injected into the electrical grid, all this to raise the efficiency of the system.

Photovoltaic systems are made by panels arrays in series and in parallel , these panels are built with solar cells that allow converts light in the energy through the photoelectric effect, however due to this nature, the level of energy depends on the level of the incident radiation in addition to the temperature of the operation, due this the energy can be changed both in the current and in the voltage, this makes necessary the use of power converters with control of maximum power point tracking (MPPT), which allows the system to operate always at the point where it generates the maximum energy. In addition to the problem presented by the change in voltage levels, the photovoltaic array produces energy in direct current so it is necessary to transform this in alternating current to be injected into the electrical grid, to achieve this a stage is necessary that allows this change, but in addition to achieving this change, it is necessary that the system injects the maximum energy at a frequency specified by the electrical network, in addition to reducing the harmonic distortion.

The control of the injection of energy into the grid in photovoltaic systems is based on the development of three-phase systems, these systems variant time are more difficult to control than systems that are invariant in time, so the use of transformation techniques

v

making use of a predictive current control, which is used to follow the reference which generates the MPPT control.

The second step that is reviewed and presented in this thesis is the modeling of the monophasic inverter control based on a synchronous rotating reference frame. For this a mathematical analysis is carried out to determine the coupling mechanism that exists between the phase and amplitude in terms of voltage, a strategy based on the use of the grid voltage phase as reference to the Park transformation , and the use of the current phase as a reference of current in the control stages is proposed. The feedback components of the line signals become invariant over time, this to reduce the computational load associated with this stage. The feedback components of the line signals become invariant over time, this to reduce the computational load associated with this stage.

Finally, the effectiveness of the techniques proposed in this thesis will be demonstrated by simulation using the MATLAB / SIMULINK environment, once they are tested, they will be implemented in an Field Programmable Gate Array (FPGA) experimentally test the effectiveness of the proposed control systems.

vi

NOMENCLATURA

Abreviaciones

ABB Asea Brown Boveri

ASIC Circuito Integrado Para Aplicaciones Específicas

CA Corriente Alterna CD Corriente Directa DPWM Digital PWM

DSP Digital Signal Processor FB Full Bridge

FLC Fuzzy Logic Control

FPGA Field-Programmable Gate Array FV Fotovoltaico

GMPP Global Máximum Power Point HB Half Bridge

HERIC Highly Efficient And Reliable Inverter Concept HF High Frequency

IncCond Incremental Conductance IncRes Incremental Resistance

LF Low Frequency LSPWM Level Shifted Pwm

MLCB-PWM Multi-Level Carrier-Based Pwm MPC Model Predictive Control MPP Maximum Power Point

MPPT Maximum Power Point Tracker NPC Neutral-Point Clamped

P&O Perturb And Observe PC Personal Computer

vii PSPWM Phase Shifted Pwm

PWM Pulse Width Modulation RMS Root Mean Square

SHE Selective Harmonic Elimination SPWM Sinusoidal PWM

STC Standard Test Conditions SVM Space-Vector Modulation VAR Potencia Reactiva

Símbolos

C

Capacitor

dI

Cambio En La Corriente

dI(k)

Cambio En La Correinte Actual

di

L Cambio En La Corriente Del Inductor

dP/dV

Derivada De La Potencia Con Respecto Al Voltaje

dt

Cambio En El Tiempo

dV

Cambio En El Voltaje

dV(k)

Cambio En El Voltaje Actual

dv

C Cambio En El Voltaje De Capacitor

e(k)

Error Actual

e(k-1)

Error Del Ciclo De Control Anterior

f

1 Pendiente Durante El Tiempo Ton

viii

f

2 Pendiente Durante El Tiempo Toff

f

2

(k+1)

Pendiente Durante El Tiempo Toff(K+1)

f

d Componente D De Park

F

o Función Objetivo

f

q Componente Q De Park

f

α Componente Α De Clark

f

β Componente Β De Clark

G

Irradiación Solar

Gn

Irradiación Solar Nominal A STC

I

Corriente

I(k)

Corriente Actual

I(k-1)

Corriente Del Ciclo De Control Anterior

i*

Corriente De Referencia

i*(k+1)

Corriente De Referencia Del Ciclo De Control Siguiente

I

0

Corriente De Saturación O Corriente De Saturación Inversa Del Diodo

i

d Corriente En Componente D De Park

i

L Corriente En El Inductor

i

L

(k)

Corriente Actual Del Inductor

i

L

(k+1)

Corriente Del Ciclo De Control Siguiente Del Inductor

i

L

(k-1)

Corriente Del Ciclo De Control Anterior Del Inductor

I

mp Corriente De Máxima Potencia

i

promedio Corriente Promedio

I

pv Corriente De Panel Fotovoltaico

i

q Corriente En Componente Q De Park

I

sc Corriente De Corto Circuito

ix

K

V

Δ

T

Coeficiente De Voltaje De Circuito Abierto Por Incremento De Temperatura

L

Inductor

m

Pendiente

m

H Modulos De Punete H En Cascada

m

sec Pendiente Secante

m

tan Pendiente Tangente

N

Coeficiente De Cambio De Incremento De Corriente

n

Coeficiente De Emisión, Dependiente Del Proceso De Fabricación Del Diodo

nb

Numero De Bits

n

L Número De Niveles

Ns

Numero De Celdas En Serie

P

Potencia

P

Potencia Reactiva

P

max,e Potencia Máxima De Salida Experimental

P

max,m Potencia Máxima En Punto De Máxima Potencia

P

pv

(k)

Potencia De Panel Fotovoltaico Actual

P

pv

(k-1)

Potencia De Panel Fotovoltaico Del Ciclo De Control Anterior

q

Carga Del Electrón

Q

Potencia Reactiva

R

L Resistencia De Carga

x

R

p Resistencia En Paralelo

R

p,min Resistencia Paralelo Mínima

R

s Resistencia En Serie

T

Temperatura

t

off

(k)

Tiempo Apagado Actual

t

off

(k+1)

Tiempo Apagado Del Ciclo De Control Siguiente

t

on

(k)

Tiempo Encendido Actual

t

on

(k+1)

Tiempo Encendido Del Ciclo De Control Siguiente

Ts

Tiempo Del Ciclo De Control

u

i Función De Activación

V

Voltaje

V(k)

Voltaje Actual

V(k-1)

Voltaje Del Ciclo De Control Anterior

v

aN Voltaje De Salida Del Inversor

v

C Voltaje En El Capacitor

v

C

(k)

Voltaje Actual Del Capacitor

v

C

(k+1)

Voltaje Del Ciclo De Control Siguiente Del Capacitor

v

C

(k-1)

Voltaje Del Ciclo De Control Anterior Del Capacitor

v

d Voltaje En Componente D De Park

V

DC Voltaje De Entrada De Corriente Directa

v

H Voltaje De Modulo Puente H

v

in Voltaje De Entrada

V

mp Voltaje De Máxima Potencia

V

oc Voltaje De Circuito Abierto

V

oc,n Voltaje De Circuito Abierto Nominal

xi

Δ

e(k)

Cambio En El Error Actual

Δ

I

fijo Incremento De Corriente Fijo

Δ

I

ref Incremento De Correinte De Referencia

Δ

P

Cambio En La Potencia

η

MPPT Eficiencia De Control MPPT

xii

Índice de Figuras

Fig. 1.1. Capacidad mundial de energía solar FV y adiciones anuales,

2006-2016……….

2

Fig. 1.2. Porcentaje de instalaciones conectadas a la red y fuera a la red,

2006-2016………

4

Fig. 1.3. Configuración típica de un sistema fotovoltaico conectado a la red….

5

Fig. 1.4. (A) Inversor de una etapa de potencia, (B) inversor de doble etapa de potencia, (C) Inversor con doble fase de potencia………..

6

Fig. 2.1. Estructura modular de un arreglo fotovoltaico ………...

9

Fig. 2.2. Circuito equivalente de una celda fotovoltaica……….

10

Fig. 2.3. Comportamiento de la curva de voltaje-corriente de un módulo

fotovoltaico bajo diferentes niveles de irradiación solar………..

13

Fig. 2.4. Comportamiento de la curva de voltaje-potencia de un módulo

fotovoltaico bajo diferentes niveles de irradiación solar………..

13

Fig. 2.5. Comportamiento de la curva de voltaje-corriente de un módulo

fotovoltaico bajo diferentes niveles de temperatura y mismo nivel de

irradiación solar……….

14

Fig. 2.6. Comportamiento de la curva de voltaje-potencia de un módulo

fotovoltaico bajo diferentes niveles de temperatura y mismo nivel de

irradiación solar……….

14

Fig. 2.7. Topologías de Inversores para arreglos fotovoltaicos en cadena e

interconectados a red………

17

Fig. 2.8. Esquema de topología propuesta para el sistema acondicionador de

potencia ……….………

21

Fig. 3.1. Curva de voltaje-corriente (azul) y de voltaje-potencia (rojo)

xiii

Fig. 3.6. Principio de operación del algoritmo IncRes……….

33

Fig. 3.7. Diagrama de flujo del algoritmo de paso variable propuesto………….

35

Fig. 3.8. Principio de desplazamiento con horizonte N=3………..

40

Fig. 3.9. Esquema de control MPPT de paso variable con control predictivo de corriente en la primera etapa de la topología propuesta………...

42

Fig. 3.10. a) Convertidor elevador (Boost), b) circuito equivalente S=1, c) circuito equivalente S=0………..

42

Fig. 3.11. Comportamiento de corriente en un convertidor elevador operando en modo continúo………..

46

Fig.3.12. Modulación del convertidor elevador……….

48

Fig. 4.1. Modulación con múltiple portadora a) fase cambiada, b) fase desplazada………..

51

Fig. 4.2. Representación del inversor multinivel en términos de voltajes instantáneos………...

52

Fig. 4.3 Controlador de corriente empleado en el modulador multinivel en puente H en cascada……….

53

Fig. 4.4. Dos marcos de referencia usados en el control de potencia………

56

Fig. 4.5. Esquema de control propuesto………

58

Fig. 4.6. Esquema propuesto de PLL……….

60

Fig.5.1. Arquitectura principal propuesta……….

69

xiv

Fig.5.3. Predicción de corriente………..

71

Fig.5.4. Calculo de ton(k+1)……….

71

Fig.5.5. Modulación por ancho de pulso digital (DPWM)……….

72

Fig. 5.6. Control de potencia activa y reactiva………

72

Fig.6.1 DE2-115 FPGA ALTERA-TERASIC………..

75

Fig. 6.2. Lógica de comunicación entre sistema simulado y control implementado en FPGA………..

76

Fig. 6.3. Simulación FIL con conexión Ethernet entre le FPGA y Matlab/Simulink………...

78

Fig. 6.4. Sistema seguidor de máxima potencia propuesto simulado en FIL…...

78

Fig. 6.5. Comparación de salida de potencia entre IncCond (verde) y control propuesto (azul) ante variaciones de nivel de irradiación solar……….

79

Fig. 6.6. Detalle de la comparación de la salida de potencia entre IncCond (verde) y control propuesto (azul) ante variaciones de nivel de irradiación solar……….

79

Fig. 6.7. Detalle de la comparación de la salida de potencia entre IncCond (verde) y control propuesto (azul) ante variaciones de nivel de irradiación solar. ………..

80

Fig. 6.8. Comparación de salida de potencia entre IncCond (verde) y control propuesto (azul) ante variaciones de nivel de irradiación solar……….

80

Fig. 6.9. Detalle de la comparación de la salida de potencia entre IncCond (verde) y control propuesto (azul) ante variaciones de nivel de irradiación solar……….

81

Fig. 6.10. Detalle de la comparación de la salida de potencia entre IncCond (verde) y control propuesto (azul) ante variaciones de nivel de irradiación solar……….

81

xv

Fig. 6.15. Cambio en la amplitud de la corriente y voltaje debido a cambio en el punto de máxima potencia………..

85

Fig. 6.16. Cambio en el la amplitud de la corriente inyectada debido a un

cambio de potencia generada………..

86

Fig. 6.17. Variación de corriente inyectada a red en función de la potencia

extraída del arreglo fotovoltaico……….

87

Fig. 6.18 Cambio en amplitud de la corriente inyectada a red, manteniendo la sincronía con la red………...

87

Fig. 6.19. Distorsión armónica total de inversor diodo-NPC……….

88

Fig. 6.20. Distorsión armónica total de inversor multinivel puente-H en

cascada………

89

Fig. 6.21. Distorsión armónica total de inversor multinivel puente-H en

xvi

Índice

Resumen………. ii

Abstract……….. iv

Nomenclatura………...……. vi

Índice de figuras……….... xii

Índice……….. xvi

Capítulo 1 Introducción 1.1 Introducción……… 1

1.2 Sistemas Fotovoltaicos………. 2

1.3 Integración A La Red De Sistemas Fotovoltaicos……… 4

1.4 Motivación Y Objetivo Del Trabajo……….. 6

1.5 Estructura De La Tesis……… 8

Capítulo 2 Sistema Fotovoltaico Monofásico Interconectado A Red 2.1 Arreglo Fotovoltaico………. 10

2.2 Sistema De Acondicionamiento De Potencia……… 14

2.2.1 Topologías De Inversores De Conexión A Red……….. 16

2.3 Selección De Topología De Trabajo……… 20

2.4 Resumen……….. 21

Capítulo 3 Sistema Seguidor De Máxima Potencia De Paso Variable Con Control De Corriente Predictivo 3.1 Algoritmos De Seguimiento De Punto De Máxima Potencia……… 22

3.1.1 Algoritmo Mppt Perturbar Y Observar……… 24

3.1.2 Algoritmo De Conductancia Incremental……… 26

3.1.3 Algoritmos De Seguimiento De Punto De Máxima Potencia Basados En Cómputo………. 29

3.2 Características de los seguidores del punto de máxima potencia……….. 30

xvii

3.5.1 Convertidor Elevador……… 41

3.5.2 Operación De Control De Corriente Predictivo De Valor Promedio En El Convertidor Elevador ……… 43

3.5.3 Modulación Por Ancho De Pulso Del Convertidor Elevador………. 47

3.6. Algoritmo De Control……….. 48

3.7 Resumen……….. 49

Capítulo 4 Control De Inversor De Interconexión A Red 4.1 Técnicas De Modulación Multinivel: Modulación Sinusoidal………. 50

4.2 Principios Básicos De Control De Potencia Activa Y Reactiva…………. 54

4.3 Control De Potencia Activa Y Reactiva……… 55

4.4 Laso De Seguimiento De Fase PLL……… 58

4.5 Resumen……….. 61

CAPÍTULO 5 Implementación Digital Del Control Propuesto 5.1 Implementación De Control Digital……… 62

5.2 Arquitectura De La Plataforma FPGA……….. 64

5.2.1 FPGA……….. 64

5.2.2 Concepto De Arquitectura Paralela Y Pipeline………. 65

5.2.3 Precisión De Las Variables……… 66

5.3. Implementación Del Control Propuesto……… 69

5.4 Resumen………. 73

CAPÍTULO 6 Implementación Del Control Propuesto Experimental 6.1 Implementación De Control Digital……… 74

6.2 Resultados Experimentales De Los Esquemas De Control Propuesto…… 76

xviii

6.4 Control De Potencia Activa Y Reactiva Con Inversor Multinivel……… 82

6.5 Resumen………. 90

CAPÍTULO 7 Conclusiones……… 91

ANEXOS……….. 94

1

CAPÍTULO 1

INTRODUCCIÓN

1.1

Introducción

El modelo energético de la humanidad estuvo basado en la energía renovable hasta la llegada de la revolución industrial a mediados del siglo XIX, fue a partir de esta época en que el consumo de energético empezó a incrementarse exponencialmente por lo que el uso a gran escala de combustibles fósiles como el carbón, y el petróleo y posteriormente el gas natural fue necesario para cubrir la demanda. A partir de mediados del siglo XX la creciente necesidad de energía eléctrica ha incentivado el uso de nuevas fuentes de energía como la hidroeléctrica, la nuclear, la geotérmica, la eólica y la solar, sin embargo, los usos de estas dos últimas tuvieron un papel poco relevante hasta la llegada del siglo XXI.

Actualmente existen tres factores importantes que han incentivado el rápido desarrollo de la generación eléctrica a partir de fuentes renovables como la eólica y la solar. El primero ha sido el que la humanidad se haya percatado de las consecuencias del uso desmedido de combustibles fósiles durante los últimos 150 años; el impacto medioambiental, el calentamiento global y cambio climático han sido resultado directo del uso desmedido de estos, como resultado en el año de 1997 surgió el acuerdo de Kioto el cual busca la mitigación del cambio climático y propone la aparición de un marco normativo que favorezca el uso de energías renovables. El segundo factor importante que ha favorecido el desarrollo y utilización de energías renovables ha sido que, a partir de los años 90 del siglo pasado, el descubrimiento de nuevos yacimientos petroleros es cada vez más escaso. No se puede conocer con exactitud la fecha del cenit de la producción mundial del petróleo, pero las estimaciones actuales más fiables lo sitúan en algún momento del siglo XXI [1]. El tercer factor es la búsqueda de seguridad energética el cual ha resultado ser un impulsor importante. La energía se ha convertido en un papel fundamental en el desarrollo socioeconómico y de bienestar humano en

2

un país, por lo que la seguridad energética es otro impulsor importante para el desarrollo de tecnologías que aprovechen la generación de energía a través de fuentes renovables, de tal forma que contribuyan al desarrollo sustentable.

Estos tres factores en conjunto a una evolución tecnológica en el sector, ha permitido que las energías renovables hayan experimentado en los últimos años una de las mayores tasas de crecimiento, comparado con otras fuentes energéticas; en el caso de la energía fotovoltaica este crecimiento ha tenido un porcentaje de hasta 30% por año, Fig. 1.1 Sin embargo las energías renovables actualmente siguen siendo bastante minoritarias en la mayor parte del mundo.

Fig. 1.1. Capacidad mundial de energía solar FV y adiciones anuales, 2006-2016 [2]

1.2

Sistemas Fotovoltaicos

Los módulos fotovoltaicos son dispositivos de estado sólido que convierten la luz solar, la fuente de energía más abundante del planeta, directamente en electricidad sin la necesidad de una máquina térmica o rotatoria, a través del efecto fotoeléctrico [3-5]. Los módulos fotovoltaicos no tienen partes móviles por lo que requieren un mantenimiento mínimo y tienen una vida útil prolongada. La generación de electricidad a partir de sistemas fotovoltaicos no produce emisiones de gases de efecto

3

invernadero y su funcionamiento es prácticamente silencioso. El sistema fotovoltaico se puede construir en prácticamente cualquier tamaño, desde mili watts hasta mega watts y el sistema es modular, es decir, se pueden agregar más paneles fácilmente para aumentar la producción.

Los sistemas fotovoltaicos pueden clasificarse en base a sus requerimientos funcionales y operativos, así como la configuración de sus componentes, esta clasificación los divide en sistemas interconectados y sistemas aislados. Los sistemas de generación eléctrica fotovoltaica con más rápido crecimiento son los sistemas conectados a la red eléctrica.

En el caso de sistemas aislados las posibilidades de aplicación son enormes: desde viviendas o equipamientos aislados e independientes, hasta centrales eléctricas rurales, telecomunicaciones, bombeo de agua, señalizaciones, sistemas de iluminación, computadoras o teléfonos móviles, cámaras, calculadoras, etc. el principal problema de este tipo de sistemas es que la energía solar no está disponible todo el día, por lo que se necesita un subsistema de batería para que la electricidad esté disponible siempre que sea necesario. El mayor inconveniente de los sistemas fotovoltaicos aislados es que la batería es un elemento costoso y voluminoso que debe dimensionarse adecuadamente para obtener la eficacia óptima del sistema fotovoltaico.

Sin embargo, donde la energía solar fotovoltaica puede ofrecer la mayor ventaja es en los sistemas conectados a la red, en estos no se necesitan baterías, ya que toda la energía generada por el sistema fotovoltaico se inyecta a la red para su transmisión, distribución y consumo directos. La red puede absorber energía fotovoltaica haciéndola disponible para su uso por otros clientes y reduciendo la cantidad de energía que tiene que generarse por medios convencionales (por ejemplo, combustibles fósiles), cuyos ahorros actúan como almacenamiento de energía en el sistema, proporcionando la misma función de regulación y respaldo de energía que una batería en un sistema aislado. Como los sistemas conectados a la red no necesitan baterías, son más rentables y requieren menos mantenimiento y reinversión que los sistemas aislados [6].

4

Actualmente los sistemas fotovoltaicos conectados a la red representan más del 99% de la capacidad instalada de energía fotovoltaica en comparación con los sistemas aislados (que usan baterías) como se muestra en la fig. 1.2.

Fig. 1.2. Porcentaje de instalaciones conectadas a la red y fuera a la red, 2006-2016

1.3

Integración A La Red De Sistemas Fotovoltaicos

En un sistema fotovoltaico, las celdas fotovoltaicas (dispuestas como un solo módulo, o un arreglo de módulos conectados en serie o una serie de cadenas conectadas en paralelo) generan una corriente continua que depende en gran medida de la radiación solar y la temperatura de operación del sistema fotovoltaico. En los sistemas fotovoltaicos interconectados, el componente principal es la unidad de acondicionamiento de potencia, esta convierte la corriente continua producida por los paneles fotovoltaicos en corriente alterna de acuerdo con los requisitos de voltaje y la calidad de la energía de la red eléctrica. Los inversores son la principal diferencia entre un sistema conectado a la red y un sistema aislado. Los inversores deben tener capacidad de sincronización de frecuencia de línea para entregar la energía producida a la red. La necesidad de aumentar la tensión de entrada y la conversión CD/CA son los aspectos más importantes en inversores de interconexión a red, responsables de la mayor complejidad del hardware, fig. 1.3.

5 Sistema FV Opcional Enlace CD Inversor FV Filtro de Entrada Volt aje (V ) Volt aje (V ) Tiempo Filtro de Salida Tiempo Opcional Transformador de baja frecuencia RED Volt aje (kV ) C orr ien te (A ) CD/CD CD/CA

Fig. 1.3. Configuración típica de un sistema fotovoltaico conectado a la red

Los elementos adicionales incluyen un filtro de conexión a la red, un monitor de red o unidad de interacción (para sincronización, mediciones, etc.) y un transformador de baja frecuencia (que es opcional dependiendo de las regulaciones locales, la topología del convertidor y la modulación utilizada para controlarlo [7-10]). Otra opción es una etapa de potencia de CD-CD intermedia entre los módulos fotovoltaicos y el inversor conectado a la red. Esta etapa opcional es un punto de desacople entre sistema fotovoltaico y el inversor fotovoltaico conectado a la red. Además, en este punto se puede aumentar el voltaje de salida de CD del sistema fotovoltaico si es necesario y realizar un control de seguimiento del punto de máxima potencia (MPPT).

Se ha buscado que los convertidores sean cada vez más confiables y eficientes permitiendo extraer la máxima energía del sol. Actualmente los convertidores fotovoltaicos se han convertido en una nueva categoría de convertidores especializados que deben de cubrir ciertos requisitos como una alta eficiencia, alta calidad de la energía, operar sin transformador [7-10], algunos requisitos especiales como un control MPPT [11,12], sincronización con la red y el control de armónicos entre algunos otros. Esto ha llevado a la industria a la búsqueda de nuevas topologías que permitan seguir elevando la eficiencia, por lo que ahora además de la clasificación de sistemas

6

fotovoltaicos en sistemas interconectados y sistemas aislados y el uso de transformador y sin transformador, también está la clasificación de los sistemas fotovoltaicos en base a las etapas de procesamiento de potencia. Como se muestra en la figura 1.4. [13]

PV Red

Eléctrica

AC DC

PV _Red

Eléctrica

AC

DC DC

DC

PV _Red

Eléctrica

AC

DC DC

DC PV

DC

DC

(A)

(B) (C)

Fig. 1.4. (A) Inversor de una etapa de potencia, (B) inversor de doble etapa de potencia, (C) Inversor con doble fase de potencia

1.4

Motivación Y Objetivo Del Trabajo

El principal inconveniente de los sistemas fotovoltaicos es que sus costos siguen siendo considerablemente altos en comparación con otras fuentes de energía. Es por esto que una reducción de costos se puede lograr optimizando el proceso de conversión de energía de los elementos del sistema fotovoltaico.

El objetivo de la presente investigación es estudiar y desarrollar un sistema de control que permita extraer el máximo de energía de un sistema solar fotovoltaico y que pueda convertir esta energía generada para poder inyectada a la red eléctrica cumpliendo las necesidades que plantea la interconexión a la red eléctrica.

La estrategia de control del inversor de potencia que interconecta el arreglo fotovoltaico con la red eléctrica necesita cumplir los siguientes objetivos de control para asegurar una transferencia de energía eficiente:

7

 La conversión adecuada de la potencia de entrada de CD en una corriente de salida de CA que debe inyectarse a la red. Esta corriente debe exhibir contenidos armónicos bajos y debe estar en fase con respecto a la tensión de la red para poder realizar la transferencia de potencia a factor de potencia unitario.

 La máxima extracción de potencia del arreglo fotovoltaico mediante el seguimiento del punto de máxima potencia (MPP) de los paneles solares que varía con la radiación solar y la temperatura de los paneles fotovoltaicos.

 Tener la capacidad de controlar la potencia reactiva para tener la capacidad de suministrar potencia reactiva a la red.

Para lograr este objetivo en esta tesis se presenta un inversor de dos etapas CD-CD/CD-CA monofásico conectado a red con control seguidor de punto de máxima potencia (MPPT) y control de potencia reactiva (VAR) para aplicaciones fotovoltaicas. También se aborda el control del inversor y la técnica de sincronización de la red. Se introdujo un método de sincronización de red de baja complejidad para generar los componentes paralelos y ortogonales de la tensión de red de una manera altamente eficiente con el fin de poder inyectar la energía a la red.

La topología del inversor seleccionada es una topología multinivel en cascada donde se utilizan varios convertidores conectados en serie para alcanzar el nivel de tensión y potencia para interconectarse a red. Las tensiones en los semiconductores en cada convertidor se reducirán al operar en cascada ya que el arreglo fotovoltaico se puede dividir para alimentar cada módulo. Por lo tanto, los elementos semiconductores necesarios para el diseño, reducen su costo. Aunque se emplean más componentes en esta topología, el diseño modular es un incentivo para el uso de esta topología. Además de que el esquema de control MPPT desarrollado se aplicará para cada módulo del convertidor en cascada con lo que aumenta la eficiencia del sistema.

8

1.5

Estructura De La Tesis

El presente trabajo de tesis está estructurado de la siguiente manera: El capítulo 1 Introducción, es en este capítulo donde se presenta una breve descripción de los sistemas fotovoltaicos interconectados a red, la motivación y los objetivos de este trabajo de tesis.

El capítulo 2, describe en detalle el sistema fotovoltaico conectado a red y describe el comportamiento del arreglo fotovoltaico y el modelo de convertidor de potencia que se utilizará a lo largo de este trabajo.

El capítulo 3, se centra en los métodos de control MPPT del inversor y el método propuesto que consisten en un controlador de corriente predictivo junto con una técnica de paso variable.

El capítulo 4, presenta la etapa de del inversor, incluidas las técnicas de modulación y el control de potencia reactiva, también el diseño del seguidor de fase.

El capítulo 5, se presenta la metodología para la implementación en hardware de los algoritmos de control desarrollados. Se describen los principales módulos de control implementados en el hardware.

El capítulo 6, se presentan tanto la simulación como los resultados de co-simulación de la implementación de hardware.

Por último, en el capítulo 7, se dan las conclusiones obtenidas de los resultados que se obtuvieron.

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CAPÍTULO 2

Sistema Fotovoltaico Monofásico Interconectado A Red

Un sistema fotovoltaico conectado a la red tiene como objetivo transferir la energía proveniente de la irradiación solar, convertida en energía eléctrica, a la red eléctrica. El sistema fotovoltaico se compone de dos partes principales, la primera consiste en el arreglo fotovoltaico, es en esta parte del sistema en que se lleva a cabo la transformación de irradiación solar a energía eléctrica. La segunda parte consiste en el sistema acondicionador de potencia, es en este punto donde se puede implementar algoritmos que permitan la máxima extracción del arreglo fotovoltaico, también es donde se convierte la energía de corriente directa a energía alterna que pueda ser inyectada a la red.

Para comenzar con cualquier investigación respecto a un sistema fotovoltaico, es importante conocer las características de operación de las celdas solares. Por otra parte, para poder implementar cualquier tipo de control en el inversor es necesario conocer la topología con la que operará, ya que dependiendo de esta se diseñará el sistema de control.

Celda

Módulo

Arreglo

10

2.1

Arreglo Fotovoltaico

Las celdas fotovoltaicas componen la estructura básica de un arreglo fotovoltaico, estas celdas son capaces de generar de 1 a 2 watts dependiendo del material con que estén elaboradas. Para aumentar la potencia de salida, las celdas fotovoltaicas pueden conectarse juntas formando un panel que genera una mayor potencia. Ahora dependiendo de la potencia deseada los paneles se pueden conectar para formar una matriz llamada arreglo fotovoltaico.

Una celda fotovoltaica se define como un semiconductor que convierte la luz solar en electricidad. Una celda solar es tradicionalmente representada por un circuito equivalente compuesto por una fuente de corriente, un diodo anti-paralelo, una resistencia en serie y una resistencia en derivación [4,14]. Como se muestra en la Fig. 2.2.

Isc

Id IP

RP

RS

I

V +

-Fig. 2.2. Circuito equivalente de una celda fotovoltaica

La ecuación que describe matemáticamente la característica V-I de la celda solar ideal está dada por la ecuación 2.1

0

exp

1

pv

qV

I

I

I

nKT













_

_

_



_









2.1

La ecuación (2.1) de la celda fotovoltaica no representa la curva característica

I-V de un panel fotovoltaico. Las celdas conectadas en paralelo aumentan la corriente

11

fotovoltaico práctico tiene una resistencia en serie Rs cuya influencia es más fuerte cuando el dispositivo opera en la región de fuente de voltaje y una resistencia en paralelo Rp con una influencia más fuerte en la región de operación de la fuente de corriente. Los módulos están compuestos por varias celdas fotovoltaicas por lo que la ecuación requiere la inclusión de parámetros adicionales.





0

exp

1

s s

pv

p

q V

R I

V

R I

I

I

I

nKT

R

















_

_

_

 

_













2.2

Todas las hojas de datos de los paneles fotovoltaicos traen información básica como es, la tensión de circuito abierto nominal (Voc,n), la corriente de cortocircuito nominal (Isc,n), la tensión de máxima potencia (Vmp), la corriente de máxima potencia (Imp), el coeficiente de voltaje/temperatura de circuito abierto (Kv), el coeficiente de corriente/temperatura de cortocircuito (Ki) y la potencia máxima de salida experimental (Pmax,e). Toda esta información siempre se proporciona con referencia a la condición de prueba estándar (STC) de temperatura e irradiación solar.

La suposición Isc=Ipv se usa generalmente en el modelado de dispositivos fotovoltaicos porque en dispositivos prácticos la resistencia en serie es baja y la resistencia paralela es alta. La corriente de saturación del diodo viene dada por

 

, 0

,

exp

sc n I T

oc n V T

I K I V K KT n q                2.3

La corriente de saturación I0 depende fuertemente de la temperatura, de modo

que el efecto de la temperatura es una variación lineal de la tensión de circuito abierto de acuerdo con el coeficiente voltaje/temperatura. Esta ecuación simplifica el modelo y cancela el error del modelo en las proximidades de los voltajes de circuito abierto y, en consecuencia, en otras regiones de la curva I-V.



,



pv pv n I T

n G

I I K

G

12

La relación entre Rs y Rp, las únicas incógnitas de (2.2) se puede encontrar haciendo Pmax,m=Pmax,e y resolviendo la ecuación resultante para Rs, como se muestra.

max, 0 exp 1 max,

mp s mp mp s mp

m mp pv e

s p

V R I V R I

q

P V I I P

KT nN R

           _  _{  } _{ }         2.5

0 exp 0 max,

mp s mp

p

mp s mp

mp mp mp mp m

s

V R I

R

V R I

q

V I V I V I P

KT nN        _{  }      2.6

La ecuación (2.6) significa que para cualquier valor de Rs habrá un valor de Rp, eso hace que la curva matemática I-V cruce el punto experimental (Vmp, Imp). El objetivo es encontrar el valor de Rs (y, por lo tanto, Rp) que hace que el pico de la curva matemática P-V coincida con la potencia máxima experimental en el punto (Vmp, Imp). Esto requiere varias iteraciones hasta Pmax,m=Pmax,e. Cada iteración actualiza Rs y Rp hacia la mejor solución de modelo.

, ,

p s

pv n sc n

p

R

R

I

I

R





2.7

El valor inicial de Rs puede ser cero. El valor inicial de Rp puede ser dado por

, ,min

,

mp oc n mp

p

sc n mp mp

V V V

R

I I I



 

 2.8

La ecuación (2.8) determina el valor mínimo de Rp, que es la pendiente del segmento de línea entre el cortocircuito y el punto de máxima potencia. Aunque todavía se desconoce Rp, seguramente es mayor que Rp,min y esta es una buena conjetura inicial.

La ecuación (2.2) fue usada para realizar simulación obteniendo las curvas características de un panel fotovoltaico como se muestra en las figuras 2.3 y 2.4.

13

Fig. 2.3. Comportamiento de la curva de voltaje-corriente de un módulo fotovoltaico bajo diferentes niveles de irradiación solar.

Fig. 2.4. Comportamiento de la curva de voltaje-potencia de un módulo fotovoltaico bajo diferentes niveles de irradiación solar.

Para valores bajos de radiaciones solares, la corriente de cortocircuito se reduce considerablemente, pero el cambio en la tensión de circuito abierto más pequeño, sin embargo, esto demuestra que la potencia máxima del panel disminuye conforme disminuye la irradiación solar. También de acuerdo a la ecuación (2.4), el cambio de temperatura afecta la potencia de salida del panel fotovoltaico, tal y como se aprecia en las figuras 2.5 y 2.6.

14

Fig. 2.5. Comportamiento de la curva de voltaje-corriente de un módulo fotovoltaico bajo diferentes niveles de temperatura y mismo nivel de irradiación solar.

Fig. 2.6. Comportamiento de la curva de voltaje-potencia de un módulo fotovoltaico bajo diferentes niveles de temperatura y mismo nivel de irradiación solar.

2.2 Sistema De Acondicionamiento De Potencia

El sistema de acondicionamiento de potencia, también mencionado en esta tesis como inversor fotovoltaico conectado a la red, representa la interfaz que conecta eléctricamente un grupo de paneles fotovoltaicos, es decir, conecta el arreglo fotovoltaico con la red eléctrica. El objetivo principal del sistema de acondicionamiento de energía es el de garantizar la máxima extracción de potencia del generador fotovoltaico y entregarlo de manera eficiente a la red eléctrica. Este objetivo global se

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puede descomponer en los siguientes objetivos funcionales relacionados con el diseño del inversor fotovoltaico:

Extraer la máxima potencia del generador fotovoltaico. Este objetivo se logra

mediante una etapa de control del convertidor de potencia que establece el punto de operación del arreglo fotovoltaico en el punto de máxima potencia y asegurar el seguimiento de este punto en caso de que varié debido al cambio en la irradiación solar o la temperatura.

Lograr una conversión de energía de alta eficiencia. Este punto se alcanza

mediante el uso de un convertidor de potencia con una alta eficiencia, por lo tanto, se busca que la topología que se emplee minimicen al máximo pérdidas de energía en el proceso de conversión de la energía.

Transferir la potencia fotovoltaica extraída en las condiciones adecuadas. Para

lograr este objetivo, el sistema de acondicionamiento de energía debe garantizar que:

 Se logra una conversión de potencia de CD-CA (el arreglo fotovoltaico genera energía de CD y se requiere una corriente de salida de CA).

 La corriente inyectada en la red está en fase con la tensión de red. Teniendo en cuenta que la máxima transferencia de potencia activa se cumple con un factor de potencia unitario.

 Un bajo contenido armónico de la corriente inyectada.

Sumado a los objetivos mencionados anteriormente, como los paneles fotovoltaicos se construyen típicamente en una estructura tipo sándwich que incluye vidrio, semiconductor de silicio y estos elementos enmarcados por un bastidor metálico conectado a tierra, aparece una capacitancia a tierra que crea una ruta para una corriente de fuga. Esta capacitancia puede variar mucho, dependiendo de la construcción o las condiciones climáticas; los valores típicos para sistemas fotovoltaicos utilizando el puente-H completo con modulación unipolar como una fuente conocida de voltaje de modo común es de 10 nF/kW [15], este valor de corriente de fuga puede variar en base al sistema de modulación y la frecuencia de operación del inversor [15], por lo que el inversor también debe lidiar con este problema. Desafortunadamente, el empleo de las estructuras sin transformador son las que requieren soluciones más

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complejas, lo cual también es un punto a tomar en cuenta que ha dado lugar al desarrollo de nuevas topologías con el fin de mantener la corriente de fuga y la inyección de corriente CD bajo control para cumplir con los problemas de seguridad.

Por último, la selección de la topología del convertidor de energía también está definido por la configuración del arreglo fotovoltaico, pudiendo distribuirse en configuraciones de inversor central, inversor en cadena e inversores en multi-cadena.

2.2.1 Topologías De Inversores De Conexión A Red

El desarrollo tecnológico del sistema acondicionador de potencia ha buscado siempre el aumentar la eficiencia; este desarrollo, ha sido impulsado por el crecimiento de sistemas fotovoltaicos en las últimas dos últimas décadas; esto ha llevado a la existencia de una gran variedad de topologías de convertidores [6]. La figura 2.7 muestra algunas de estas topologías orientadas a configuraciones en cadena con inyección monofásica a red. En comparación con los convertidores empleados en motores, los inversores fotovoltaicos son más complejos tanto en hardware y funcionalidad.

La topología de inversor de cadena más común es el puente-H o puente completo (FB en ingles Full Bridge), a partir de este se han desarrollado varias versiones modificadas y mejoradas [6,16].

El puente-H con transformador de baja frecuencia en el lado de la red es uno topología con un circuito de alimentación simple, aislamiento galvánico y elevación de voltaje proporcionados por el transformador. Sin embargo, el transformador tiene varias desventajas (baja densidad de potencia y menor eficiencia, además de ser voluminoso), lo que hace que esta topología se empiece a descartar cada vez más [7-10,15].

17

Fig. 2.7. Topologías de Inversores para arreglos fotovoltaicos en cadena e interconectados a red.

El puente-H con etapa de aislamiento de alta frecuencia (HF del inglés high frequency) consiste en un convertidor CD/CD con un rectificador de puente completo unidos a través de un transformador de alta frecuencia que permite reducir el volumen del transformador a comparación del de baja frecuencia, sin embargo, esta topología presenta problemas debido a las perdidas debidas a los dos puentes, el puente-H y el puente rectificador, por lo que la eficiencia final se ve comprometida.

El puente en H sin transformador, también conocido como inversor H4 con un convertidor elevador, elimina el transformador de baja frecuencia dividiendo el inductor de la red en los cables de fase y neutro de los sistemas y el uso de un PWM (Modulación por ancho de pulso, del inglés Pulse Width Modulation) bipolar (dos niveles) para resolver el problema de las corrientes de fuga [16]. La desventaja de esta topología es que la modulación de dos niveles reduce la calidad de la energía en la conexión de red debido a la distorsión armónica y reduce la eficiencia ya que hay un flujo de corriente reactiva entre los elementos pasivos del circuito a voltaje cero a

18

través de los diodos de libre retorno ya que el condensador de enlace de CD está conectado a la red en todo momento [15-17].

El desarrollo de nuevas topologías ha buscado solucionar el problema de transferencia de corriente reactiva entre el filtro de la red y el condensador de enlace de CD en los inversores puente-H sin transformador por lo que se han introducido topologías que interrumpen la transferencia de corriente reactiva entre el filtro de red y el condensador de enlace de CD en inversores puente-H, además de evitar corrientes de fuga debido al efecto de capacitancia parasita, como es el caso de los sistemas H5, HERIC, H6 y H6D2 [15-17].

En realidad, las topologías HERIC, H5 y H6D2 convierten el inversor de dos niveles FB (o HB) en uno de tres niveles. Esto aumenta la eficiencia ya que tanto los interruptores como el inductor de salida están sujetos a la mitad de la tensión del voltaje de entrada. El estado de voltaje cero se logra al cortocircuitar la red usando los interruptores superiores del puente (H5) o al usar una derivación de CA adicional (HERIC) o derivación de CD (H6D2). H5 y HERIC aíslan los paneles fotovoltaicos de la red durante el voltaje cero, mientras que H6D2 sujetan el neutro al punto medio del enlace de CD. El inversor H5 tiene una eficiencia ligeramente más alta, ya que solo tienen un interruptor que cambia con alta frecuencia, mientras que HERIC y H6D2 tienen dos [9,19].

Existe otra familia de convertidores, llamados “sujetados de punto neutro” (NPC) [20,21], que alcanzan un rendimiento parecido, pero necesitan de más dispositivos semiconductores. El inversor NPC de tres niveles (3L-NPC) proporciona una salida de tres niveles sin una tensión conmutada de modo común, ya que el neutro de la red está conectado a tierra con el mismo potencial que el punto medio del enlace de CD. Esto permite el funcionamiento sin transformador sin el problema de la corriente de fuga y los métodos de modulación que no utilizan completamente el potencial del convertidor como el caso de la modulación unipolar de los convertidores en puente-H [15-17]. El principal inconveniente comparado con el inversor puente-H es que requiere un enlace de CD del doble de voltaje para conectarse a la misma red.

19

Por lo tanto, es necesario conectar más módulos en serie o se requiere una etapa de refuerzo adicional.

ABB introdujo un puente completo que consiste de dos ramas de 3L-NPC, lo que dio como resultado el inversor 5L HNPC [16]. Al igual que con el puente en H, este convertidor también requiere un filtro de red simétrico distribuido entre la fase de la red y los cables neutros de la red. Una técnica de modulación especial puede lograr una tensión de modo común de frecuencia de línea; por lo tanto, no se generan corrientes de fuga al operar sin transformador. El tipo T o el transistor de tres niveles fue introducido por Conergy. El convertidor puede sujetar la fase de la red directamente al neutro para generar el nivel de voltaje cero utilizando un interruptor de alimentación bidireccional. La principal diferencia es que no requiere los dos diodos adicionales del 3L-NPC.

El puente en H asimétrico en cascada fue introducido por Mitsubishi [18] y consta de tres módulos puente-H conectados en serie que funcionan con relaciones de voltaje de CD desiguales (1: 2: 4). El sistema fotovoltaico está conectado a través de una etapa elevadora (Boost) a solo uno de los Módulos Puente-H, los otros dos módulos usan enlaces de CD flotantes para mejorar la calidad de la energía mediante la generación de 13 niveles de voltaje. Esto permite una reducción de la frecuencia de conmutación sin comprometer la calidad de la energía. La topología requiere un interruptor de derivación bidireccional conectado al módulo principal para reducir el cambio de potencia entre el sistema fotovoltaico y tierra para reducir la posibilidad de corrientes de fuga y permitir la operación sin transformador.

Algunas otras topologías multinivel se han desarrollado a partir del uso del convertidor de puente en H en cascada o el convertidor multinivel modular [6,20,21], este tipo de topologías pueden aprovechar la división del arreglo fotovoltaico para lograr valores de eficiencia más altos utilizando algoritmos MPPT independientes por cadena. Por otro lado, es importante tener en cuenta que la alta penetración de los sistemas FV ha llevado a la consideración de futuras regulaciones siguiendo el camino ya escrito por el sector de la energía eólica. De esta forma, la compensación de potencia reactiva también aplicarse a sistemas fotovoltaicos medianos y grandes [22-25]. Este

20

problema será especialmente importante para las plantas fotovoltaicas que normalmente utilizan inversores centrales convencionales de dos niveles. Las futuras regulaciones pueden forzar la etapa de conversión de energía para actualizar y motivar la introducción de conversores multinivel más avanzados.

La configuración en multi-cadena consiste en dividir el arreglo fotovoltaico en múltiples cadenas de paneles fotovoltaicos, cada una de estas cadenas se conecta de manera individual a una primera etapa de conversión de inversor fotovoltaico que generalmente consiste de un convertido CD-CD y a su vez estas etapas son conectadas a una segunda etapa del inversor que se encarga de convertir la energía en CD de las cadenas a una señal de CA para inyectar a la red [26]. Por lo tanto, todas las topologías de inversores con configuración en cadena pueden usarse en una configuración multi-cadena en la etapa de conversión de CD-CA de este tipo de sistemas.

2.3 Selección De Topología De Trabajo

Como se ha observado los principales esfuerzos de investigación para inversores fotovoltaicos se han concentrado en elevar la eficiencia, aumentar la potencia y la confiabilidad de los convertidores para aumentar aún más el rendimiento general del sistema fotovoltaico. Aunado a esto, las tendencias actuales en los inversores fotovoltaicos apuntan a dos nuevos objetivos, el primero es en el evitar el uso de transformadores empleando topologías que permitan la operación sin intercambio de potencia entre el enlace de CD y el filtro de conexión a red, y evitando la corriente de fuga a tierra. Por otra parte, la búsqueda de una señal de salida que permita la reducción de filtros, el empleo de topologías multinivel permite inyectar energía a la red con una menor distorsión armónica lo cual beneficia el sistema completo.

Analizando la literatura, los sistemas de conversión de energía de dos etapas son actualmente el enfoque más común para hacer frente a un amplio rango de voltaje de CD de entrada producido por los arreglos fotovoltaicos, ya que admiten una estructura modular que permite el incremento del sistema con pocas modificaciones. En ese caso, el sistema de acondicionamiento de potencia fotovoltaica propuesto consiste en un sistema de doble etapa con inversor multinivel en cascada, la primera etapa consiste

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en un convertidor elevador de CD-CD donde se implementará una técnica de control MPPT para buscar la máxima extracción de energía del sistema.

La segunda etapa que consiste en un arreglo de inversores puente H5 en cascada para obtener un inversor multinivel en el cual se implementará el control de potencia reactiva.

La topología del sistema propuesto se muestra en la figura 2.8.

Vg Vpv Ipv IREF Control MPPT DC-DC Convertidor Elevador Cpv DC-AC Inversor Multinivel Puente H5 en

Cascada PWM L Vpv Ipv IREF PV Control MPPT Cpv Ig PV DC-DC Convertidor Elevador

Fig. 2.8. Esquema de topología propuesta para el sistema acondicionador de potencia.

2.4 Resumen

En este capítulo se muestran los componentes principales de un sistema fotovoltaico, el arreglo fotovoltaico encargado de trasformar la irradiación solar en energía eléctrica y su comportamiento. En segundo lugar, el sistema de acondicionamiento de potencia, básicamente el inversor fotovoltaico, el cual se especificó cuáles son los principales requerimientos que debe cumplir. Después del análisis de las topologías existentes en la literatura, se propuso el uso de una topología que permita combinar lo mejor de cada una de las topologías mostradas para que se implementen los controles propuestos en este trabajo.

22

Capítulo 3

Sistema seguidor de máxima potencia de paso variable con control

de corriente predictivo

La celda solar se caracteriza por su voltaje máximo de circuito abierto (Voc) con corriente de salida cero y con su corriente de cortocircuito (Isc) con salida de voltaje cero. La celda fotovoltaica no puede generar energía en corto circuito o circuito abierto. Sin embargo, la celda entrega una potencia máxima (Pmax) cuando opera en un punto donde el producto de voltaje por corriente tiene un valor máximo. Sin embargo, la problemática no es que exista ese punto de máxima potencia, la verdadera problemática es que este punto de máxima potencia varia en base al nivel de radiación solar incidente y de la temperatura de operación del arreglo fotovoltaico, esto es lo que hace imprescindible el uso de seguidores de punto de máxima potencia (MPPT por sus siglas en inglés) para elevar la eficiencia del sistema fotovoltaico. Mediante el control MPPT se obtiene una referencia que debe ser seguida para operar en máxima potencia, por esta razón un control de corriente o voltaje se vuelve imprescindible para operar el convertidor de potencia

3.1 Algoritmos De Seguimiento De Punto De Máxima Potencia

De acuerdo a la figura 3.1, las características de voltaje y corriente en una celda solar no son lineales y varían tanto con la temperatura como con el nivel de radiación solar por lo que solo existe un único punto de máxima potencia para el sistema fotovoltaico.

23

Fig. 3.1. Curva de voltaje-corriente (azul) y de voltaje-potencia (rojo) características de paneles fotovoltaicos.

La ubicación del punto de máxima potencia no se puede encontrar fácilmente analíticamente, pero se puede ubicar a través de modelos numéricos o mediante algoritmos de búsqueda. Por lo tanto, se necesitan técnicas de Seguimiento del Punto de Máxima Potencia (MPPT) para mantener el punto de operación del arreglo fotovoltaico en su punto de máxima potencia.

En los últimos años, se han propuesto un gran número de técnicas para el seguimiento del punto de máxima potencia (MPPT), los cuales pueden clasificarse en dos grupos. Estos son:

• Métodos convencionales

• Métodos basados en cómputo

Los métodos convencionales como el método de perturbar y observar (P&O) [12,28-33], el método de conductancia incremental (IncCond) [12,29-31,24,25], de corriente de corto circuito [29,30], el de voltaje de circuito abierto [29,30], son algunos de los principales exponentes de los métodos convencionales, los cuales han sido

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desarrollados principalmente para encontrar el punto de máxima potencia bajo condiciones radiación solar uniforme, algunos han tenido que adaptarse para garantizar el seguimiento de máxima potencia a pesar de la variación de radiación solar y de sombreado parcial.

Entre los métodos basados en programas computacionales avanzados (soft computing), podemos encontrar los MPPT’s basados en redes neuronales (Neural Network) [12,33], basados en la lógica difusa (Fuzzy Logic) [12,30,36-38], basados en algoritmos genéticos (Genetic Algorithm)[12,39] y algunos MPPT más avanzados computacionalmente como los basados en optimización de enjambre de partículas (Particle Swarm Optimization) [12], optimización de colonia de hormigas (Ant Colony Optimization) [12] y evolución diferencial (Differential Evolution) [12]. Este tipo de métodos de cálculo de punto de máxima potencia han sido desarrollados principalmente para poder hallar el GMPP (global maximum power point) en sistemas bajo sombreado parcial y condiciones variables de radiación solar y temperatura.

La mayoría de las veces, el seguimiento del punto de máxima potencia se realiza mediante un convertidor CD/CD conectado directamente al sistema fotovoltaico. Al modificar el ciclo de trabajo de los interruptores del convertidor, se modifica la corriente o la tensión de salida del arreglo. Lo ideal de del sistema MPPT es que cada módulo del arreglo fotovoltaico tenga su propio control, sin embargo, en sistemas con gran cantidad de módulos las perdidas por cada MPPT serían más grandes por lo que lo mejor es emplear un solo MPPT por sistema o por cadena del arreglo fotovoltaico [22].

3.1.1 Algoritmo MPPT Perturbar Y Observar.

El algoritmo P&O es método de seguimiento de punto de máxima potencia más extendido en los productos comerciales y también ha sido la base para el desarrollo de nuevos algoritmos más sofisticados [12,28-33]. Es ampliamente usado principalmente debido gracias a su simplicidad, así como su bajo costo y facilidad de implementación.

Este algoritmo opera mediante la perturbación del punto de operación de voltaje del sistema (Varray) y observa el comportamiento de la variación de potencia para

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deducir la dirección del cambio, esto, para poder determinar si el voltaje de referencia (Vref) debe incrementarse o disminuirse sumando o restando un valor de perturbación (Vp). Por lo tanto, si el voltaje de operación del arreglo fotovoltaico se incrementa con respecto al estado de control anterior y como consecuencia de esto la potencia de salida del sistema aumenta con respecto a su valor del ciclo anterior, significa que el sistema se está moviendo en dirección del punto de máxima potencia, así que se seguirá aumentando el voltaje de operación del sistema para que se siga moviendo el sistema hacia el punto de máxima potencia. Sin embargo, en caso de que suceda lo contrario, que al aumentar el voltaje de operación disminuya la potencia de salida, quiere decir que el sistema se está alejando del punto de máxima potencia por lo que es necesario disminuir el valor de voltaje de operación para regresar hacia el punto de máxima potencia.

START P&O

Medición: Vpv(k),

Ipv(k)

Ppv(k)= Vpv(k) × Ipv(k)

Ppv(k) > Ppv(k-1)

Vpv(k) > Vpv(k-1) Vpv(k) > Vpv(k-1)

Vref(k+1)=

Vref(k)-ΔVp

Vref(k+1)=

Vref(k)+ΔVp

Vref(k+1)=

Vref(k)-ΔVp

Vref(k+1)=

Vref(k)+ΔVp

PPV(k-1)=PPV(k)

VPV(k-1)=VPV(k)

No Si

No No Si

Si

26

La figura 3.2 muestra un diagrama de flujo del algoritmo P&O. Acorde con este algoritmo, la tensión de funcionamiento Vpv se debe perturbar en cada ciclo de control. Pero existe un problema con este algoritmo y es que tan pronto como se alcanza el punto de máxima potencia, el sistema oscilará alrededor del voltaje de punto de máxima potencia.

Esto causa una pérdida de potencia que depende del tamaño del paso de perturbación, Vp [40,41], así que, el tamaño de la perturbación debe ser elegido cuidadosamente para asegurar un buen rendimiento en respuesta dinámica y en estado estable [27]. Otra desventaja del algoritmo P&O es la desviación del punto de operación de máxima potencia cuando las condiciones atmosféricas cambian rápidamente.

Se han propuesto varias mejoras para el algoritmo P&O para reducir la oscilación en torno al estado máxima potencia en estado estable, pero este cambio en el algoritmo repercute en la velocidad del sistema bajo condiciones atmosféricas cambiantes y disminuyen la eficacia del algoritmo durante los días nublados [42].

3.1.2 Algoritmo De Conductancia Incremental

El método de control de conductancia incremental (MPPT IncCond) es un método de seguimiento de punto de máxima potencia que considera que la pendiente de la curva generada entre la potencia y el voltaje del sistema fotovoltaico es cero cuando se encuentra en el punto de máxima potencia [12,29-31,24,25]. El sistema monitorea los valores de corriente y de voltaje y calcula el valor de la potencia, esto con el fin de poder calcular la conductancia y el incremento de la conductancia. Estos valores, a su vez son utilizados para determinar si el valor de referencia del ciclo de trabajo del convertidor se aumenta o reduce con respecto al estado anterior, esto modifica directamente el nivel de voltaje de operación y por consiguiente la potencia de salida del convertidor. Este método de MPPT se pensó para cambios rápidos en las condiciones atmosféricas.