Análisis de dos metodologías para operar un sistema solar fotovoltaico en el punto de máxima transferencia de potencia

Texto completo

(1)ANÁLISIS DE DOS METODOLOGÍAS PARA OPERAR UN SISTEMA SOLAR FOTOVOLTAICO EN EL PUNTO DE MÁXIMA TRANSFERENCIA DE POTENCIA. Fabio Pérez Arango.

(2) ANÁLISIS DE DOS METODOLOGÍAS PARA OPERAR UN SISTEMA SOLAR FOTOVOLTAICO EN EL PUNTO DE MÁXIMA TRANSFERENCIA DE POTENCIA. Fabio Pérez Arango Trabajo de grado presentado como requisito parcial para optar al tı́tulo de Ingeniero Electricista. Pereira, Febrero de 2016 UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA DE PEREIRA Programa de Ingenierı́a Eléctrica.

(3) i ANÁLISIS DE DOS METODOLOGÍAS PARA OPERAR UN SISTEMA SOLAR FOTOVOLTAICO EN EL PUNTO DE MÁXIMA TRANSFERENCIA DE POTENCIA c Fabio Pérez Arango. Director: Andrés Escobar Mejı́a, Ph.D. Pereira, Febrero de 2016 Programa de Ingenierı́a Eléctrica Universidad Tecnológica de Pereira La Julita. Pereira(Colombia) TEL: (+57)(6)3137122 www.utp.edu.co Versión web disponible en: http://recursosbiblioteca.utp.edu.co/tesisd/index.html.

(4) Agradecimientos A mi madre Consuelo, por el cariño y ser mi inspiración. Gracias por ser la principal artı́fice en la consecución de mis logros. Todo se lo debo a ella. A mis hermanos Yamilet, Adriana y César, por el apoyo incondicional y motivarme en los tiempos más difı́ciles. A mis tı́as Sully y Carmen por el cariño, el apoyo y por sus consejos para la vida. Al ingeniero Andrés Escobar por las enseñanzas impartidas, por guiarme en este trabajo de grado y haberse mostrado siempre dispuesto a atender y resolver mis dudas. A la Universidad Tecnológica de Pereira y a los profesores que contribuyeron en mi formación como profesional.. ii.

(5) Resumen El presente trabajo de grado presenta dos metodologı́as de control que permiten la operación adecuada de un sistema solar fotovoltaico mediante la búsqueda del punto de ejecución en el que existirá la máxima transferencia de potencia. Se estudia el comportamiento de los principales componentes de un sistema solar fotovoltaico como los convertidores dc-dc o los paneles solares, estos últimos puede ser desde uno hasta un arreglo de varios paneles solares. Dos estrategias de control: perturbar y observar e incremental conductance son comparados en velocidad computacional y nivel de convergencia, todo esto ante las variaciones de los parámetros de entrada del sistema solar fotovoltaico y garantizar las condiciones óptimas en su salida. Éste proyecto está organizado de la siguiente forma: en el capı́tulo 1 se presenta una introducción al presente trabajo de grado. En el capı́tulo 2 se muestran las generalidades de los sistemas fotovoltaicos, como lo son sus componentes, tecnologı́as y topologı́as. En el capı́tulo 3 se habla de los convertidores dc-dc aplicados a los sistemas fotovoltaicos, como el buck, boost y buck-boost. El capı́tulo 4 explica algunas técnicas de control para la ubicación del MPP tales como P&O e INC, de igual forma se mencionan otros algoritmos usados. Posteriormente en el capı́tulo 5 se analiza y compara los resultados obtenidos en las simulaciones de la localización del MPP. Finalmente, en el capı́tulo 6 se dan algunas conclusiones y se mencionan algunos futuros trabajos de investigación.. iii.

(6) Tabla de Contenido 1. Introducción 1.1. Planteamiento del 1.2. Justificación . . . 1.3. Objetivos . . . . 1.3.1. General . 1.3.2. Especificos 1.4. Marco conceptual 1.5. Estado del arte . 1.6. Alcance . . . . .. . . . . . . . .. . . . . . . . .. . . . . . . . .. . . . . . . . .. . . . . . . . .. . . . . . . . .. . . . . . . . .. . . . . . . . .. . . . . . . . .. . . . . . . . .. . . . . . . . .. . . . . . . . .. . . . . . . . .. . . . . . . . .. . . . . . . . .. . . . . . . . .. . . . . . . . .. . . . . . . . .. . . . . . . . .. 1 2 3 4 4 4 5 7 8. 2. Generalidades de los sistemas fotovoltaicos 2.1. Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.2. Descripción de la célula fotovoltaica . . . . . 2.2.1. Generaciones de la célula fotovoltaica 2.2.1.1. Primera generación . . . . . 2.2.1.2. Segunda generación . . . . 2.2.1.3. Tercera generación . . . . . 2.2.1.4. Cuarta generación . . . . . 2.2.2. Tecnologı́as de fabricación . . . . . . 2.2.2.1. Monocristalino . . . . . . . 2.2.2.2. Policristalino . . . . . . . . 2.2.2.3. Amorfo . . . . . . . . . . . 2.2.2.4. Otras tecnologı́as . . . . . . 2.2.3. Modelo circuital . . . . . . . . . . . . 2.2.4. Parámetros eléctricos . . . . . . . . . 2.3. Módulo fotovoltaico . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . .. 9 9 10 10 10 10 10 10 11 11 11 12 12 13 14 14. problema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . .. . . . . . . . .. . . . . . . . .. . . . . . . . .. . . . . . . . .. iv. . . . . . . . .. . . . . . . . .. . . . . . . . ..

(7) TABLA DE CONTENIDO. v. 3. Convertidores dc-dc aplicados a sistemas 3.1. Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . 3.2. Ciclo de trabajo . . . . . . . . . . . . . . 3.3. Tipos de convertidores . . . . . . . . . . 3.3.1. Buck . . . . . . . . . . . . . . . . 3.3.2. Boost . . . . . . . . . . . . . . . 3.3.3. Buck-boost . . . . . . . . . . . .. . . . . . .. 16 16 16 17 18 21 22. . . . . . . . . . . .. 24 24 26 28 30 30 30 31 31 31 32 32. . . . . . .. 33 33 33 35 37 47 55. 6. Conclusiones 6.1. Futuros trabajos de investigación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 58 59. 4. Técnicas de control para la ubicación 4.1. Introducción . . . . . . . . . . . . . . 4.2. Pertubar y observar . . . . . . . . . . 4.3. Incremental conductance . . . . . . . 4.4. Tension constante . . . . . . . . . . . 4.5. Tensión de circuito abierto . . . . . . 4.6. Método serie de Fibonacci . . . . . . 4.7. Corriente de cortocircuito . . . . . . 4.8. Lógica difusa . . . . . . . . . . . . . 4.9. Redes neuronales . . . . . . . . . . . 4.10. Load Line . . . . . . . . . . . . . . . 4.11. Ripple Correlation Control . . . . . .. fotovoltaicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. del MPP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. en . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . .. . . . . . .. . . . . . .. . . . . . .. . . . . . .. . . . . . .. convertidores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 5. Simulaciones y análisis de las técnicas MPPT 5.1. Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.2. Modelo de la célula fotovoltaica . . . . . . . . . . . . 5.3. Modelo del módulo fotovoltaico . . . . . . . . . . . . 5.4. Descripción del sistema utilizado . . . . . . . . . . . 5.5. Resultados obtenidos entre los algoritmos P&O e INC 5.6. Mejoramiento de los algoritmos MPPT . . . . . . . .. . . . . . .. . . . . . .. . . . . . .. . . . . . .. . . . . . .. . . . . . .. . . . . . .. . . . . . .. . . . . . .. . . . . . .. . . . . . .. . . . . . .. dc-dc . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . .. . . . . . .. . . . . . .. . . . . . ..

(8) Capı́tulo 1 Introducción El progresivo cambio climático y el racionamiento energético en algunas partes del mundo han suscitado el desarrollo de energı́as renovables, como la eólica, mareomotriz, solar fotovoltaica, entre otras. El sol emite sobre la Tierra aproximadamente cuatro mil veces más energı́a de la que se puede consumir en un año a nivel mundial [1]. Esto implicarı́a una solución definitiva a las necesidades globales en cuanto a cuidado medioambiental y desarrollo económico. La energı́a solar puede ser transformada en calor o en electricidad, siendo la electricidad lo que despierta mayor interés ya que puede ser almacenada, transportada hasta sus lugares de consumo o transformada en otras formas de energı́a, dependiendo de la aplicación que se requiera. Cabe aclarar que aún existen inconvenientes con la generación de energı́a eléctrica a partir de energı́as renovables, como la solar fotovoltaica, y es que pueden tener fluctuaciones continuas o variaciones debido los cambios del nivel de radiación solar o las condiciones ambientales; contrario a las formas de generación a partir de combustibles fósiles que no se ven afectadas. Estos son factores no deseados en un sistema eléctrico, el cual busca ser confiable y estar siempre disponible para atender las demandas interconectadas en su sistema. Es por eso que se requiere no sólo de una sino la integración de diversas formas de energı́as renovables que puedan suplir la demanda en caso de la inoperancia de una forma de energı́a renovable [2]. El desarrollo y perfeccionamiento de las tecnologı́as usadas en el aprovechamiento de las energı́as renovables, desde su transformación en energı́a eléctrica hasta su posible distribución o almacenamiento, lo hace de suma importancia. Por un lado, la energı́a solar fotovoltaica continúa siendo la forma de energı́a más costosa en implementación y la menos efectiva en comparación con otras formas de energı́a. Es por esto que se debe incursionar más en 1.

(9) CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN. 2. el desarrollo de ésta alternativa energética para hacerla más competitiva frente a las otras energı́as renovables.. 1.1.. Planteamiento del problema. Los sistemas solares fotovoltaicos están conformados por un conjunto de arreglos de paneles solares que tienen como fin la transformación de la energı́a proveniente del sol en energı́a eléctrica. A pesar de tener una fuente de energı́a limpia y renovable como lo es el sol, estos dispositivos presentan algunos inconvenientes con las variaciones de la radiación solar, los cambios en la temperatura y las condiciones ambientales. Cualquiera de los factores anteriormente mencionados, puede ocasionar que la corriente y la tensión de salida en un panel solar varı́en continuamente, y a su vez la potencia entregada por el mismo [3]. Finalmente, esto conlleva al mal funcionamiento del sistema ante una condición no deseada, sin embargo, es posible, desarrollar una técnica de control que permita un mejor aprovechamiento de las condiciones operativas [4]. Los paneles solares presentan un comportamiento no lineal como el que se observa en la curva potencia-tensión (PV) mostrado en la figura 1.1. En dicha figura, se observa como la curva de PV cambia para las diferentes condiciones de operación. En cada curva de irradiancia existe un punto de máxima potencia (MPP), el cual es el valor de transferencia máximo de potencia del panel solar para esa condición de operación. Esto quiere decir que el MPP tiene asociado valores de corriente y tensión diferentes para cada curva. El desplazamiento del MPP sobre éstas curvas no lineales, hace que se requiera de algoritmos que permitan adaptarse ante las variaciones que se presentan continuamente y garanticen una respuesta adecuada de operación. Durante los últimos años se han desarrollando metodologı́as que permiten extraer la máxima potencia disponible en el panel y alcanzar la máxima eficiencia [3]-[5]. Existen varios algoritmos que permiten el seguimiento del punto de máxima potencia o maximum power point tracker (MPPT), tales como: Perturbar y observar (P&O), algoritmos basados en lógica difusa, basados en redes neuronales artificiales, ripple correlation control (RCC), conductancia incremental (INC), sliding mode control (SMC), entre otros. Siendo el método de P&O el más conocido, debido a su facilidad en la implementación [5]. Con la necesidad de operar un sistema solar fotovoltaico en el MPP, se requiere del estudio e implementación de estrategias de control que permitan mantener las condiciones de operación deseadas a la salida independientemente de las variaciones en la entrada..

(10) CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN. 3. Figura 1.1: Curvas P-V para diversas condiciones de operación de irradiancia en W/m2 .. 1.2.. Justificación. Los sistemas solares fotovoltaicos representan una excelente alternativa para la generación de electricidad ya que ayudan a reducir la quema de combustibles fósiles en la generación de energı́a eléctrica. La generación fotovoltaica toma la energı́a directamente de la radiación solar; por lo que es considerada una energı́a limpia que no genera residuos tóxicos que impactan negativamente al medio ambiente. Este tipo de energı́a se considera renovable, por el hecho de tener una inagotable fuente de energı́a como lo es el sol, la cual está disponible en cualquier parte del mundo [6]. El sol irradia 3.9 x1026 W de energı́a aproximadamente, pero la Tierra recibe 1367 W/m2 y en un dı́a claro varı́a alrededor de los 1000 W/m2 [6]. En Colombia se cuenta con un potencial solar constante la mayor parte del año, ya que a diferencia de otros paı́ses no tiene estaciones debido a su ubicación geográfica privilegiada en la zona ecuatorial. En el año 1993, el Instituto Colombiano de Hidrologı́a, Meteorologı́a y Adecuación de Tierras (HIMAT) y el Instituto de Ciencias Nucleares y Energı́as Alternativas (INEA) rea-.

(11) CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN. 4. lizaron el primer atlas de radiación solar en Colombia [7], en el cual se establecieron niveles de radiación promedio anual diario en kW h/m2 y se determinó que el potencial solar en el paı́s era alto: Zona del Madalena, La Guajira y San Andrés y Providencia: Entre 5 y 6 kW h/m2 . Zona del Casanare, Arauca, Guainı́a, Guaviare, Amazonas, Putumayo y Vaupés: Entre 4 y 5 kW h/m2 . Zona costera del Pacı́fico: Menores a 3 kW h/m2 . La generación de energı́a eléctrica mediante paneles solares ha despertado gran interés, ya que no sólo se está usando en aplicaciones rurales aisladas a la red eléctrica sino en entornos urbanos que quieran funcionar aislados o interconectados a la red eléctrica cuando lo requiera. Sin embargo, constructivamente sigue siendo una tecnologı́a en desarrollo ya que los paneles solares están constituidos por un conjunto de células fotovoltaicas las cuáles a su vez están hechas de un material semiconductor por lo general de Silicio, para dar lugar al efecto fotoeléctrico. Comercialmente se encuentran células fotovoltaicas con eficiencias del 10 % o el 15 %, dependiendo del material con el que se construyan [8], [9]. Además su costo de instalación sigue siendo muy elevado en comparación con otras fuentes de energı́a renovables (entre $2.50 USD a $7 USD por vatio instalado) [10]. Por lo tanto se hace necesario el estudio de metodologı́as que permitan aprovechar de manera óptima la energı́a generada por un panel reduciendo los costos totales.. 1.3. 1.3.1.. Objetivos General. Analizar y comparar dos técnicas de control que permitan operar un sistema solar fotovoltaico en el punto en donde se logra la máxima transferencia de potencia del sistema solar fotovoltaico a la carga.. 1.3.2.. Especificos. Documentar las técnicas MPPT más utilizadas en convertidores dc-dc. Desarrollar y simular un algoritmo MPPT convencional basado en la técnica de perturbar y observar..

(12) CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN. 5. Desarrollar y simular un algoritmo MPPT basado en una técnica de control no lineal. Realizar una comparación entre los dos algoritmos presentados. Documentar los resultados obtenidos en la etapa de comparación.. 1.4.. Marco conceptual. Ciclo de trabajo: El ciclo de trabajo o también conocido como el ciclo útil, representa una relación entre el tiempo del encendido de un convertidor y la suma del tiempo del encendido y el apagado [11]. D=. ton ton = ton + tof f T. (1.1). Donde: ton : Tiempo de encendido. tof f : Tiempo de apagado. T : Periodo. Convertidor dc-dc: El convertidor dc-dc se encarga de aumentar o reducir la tensión dc obtenida del panel solar y ası́ poder llevar a cabo la función del MPPT [3]. Existen varios tipos de convertidores conmutados: Buck (reductor), Boost (elevador) y un hibrido de los dos anteriores (Buck-Boost) [11], [12] . Eficiencia: Es la relación entre la potencia luminosa que incide sobre el panel y la energı́a convertida por este [9]. De acuerdo al material con el que se fabrican las celdas fotovoltaicas estas pueden poseer diferentes eficiencias [8]. n=. Vmpp Impp PL. (1.2). Donde: Vmpp : Valor de la tensión en el que ocure el punto de mayor potencia. Impp : Valor de la corriente en el que ocurre el punto de mayor potencia. PL : Potencia luminosa que incide sobre el panel solar. Energı́a renovable: Son aquellos tipos de energı́a que provienen de un ciclo natural y de las cuales sus recursos se pueden disponer de manera permanente. Contario a los recursos.

(13) CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN. 6. no renovables como los combustibles fósiles, los recursos renovables se renuevan sin dañar el medio ambiente [6]. Energı́a solar: Es el tipo de energı́a que se produce debido a las reacciones nucleares en el interior del sol, se transmiten por medio de ondas electromagnéticas a través del espacio, a este fenómeno se le conoce como radiación solar [4]. Irradiancia: La irradiancia es una magnitud que se encarga de describir la potencia incidente por unidad de superficie para todo tipo de radiación electromagnética. Sus unidades son los W/m2 [9].. I=. Pinc As. (1.3). Donde: I: Irradiancia. Pinc : Potencia incidente. As : Área de la superficie sobre la que incide la onda. Modulación: La modulación consiste en variar un parámetro de una onda portadora en función de una señal moduladora, la cual permite tener control sobre esta onda y obtener una señal de salida deseada. Puede ser de diferentes tipos, modulación de frecuencia o modulación de amplitud [11], [12]. MPP: Es el punto máximo que se obtiene de la curva caracterı́stica de potencia-tensión. La potencia entregada en este punto es considerada la potencia nominal: dP =0 (1.4) dV La potencia en el punto de máxima transferencia de potencia, sus unidades son los vatios pico (Wp): PM P P = VM P P IM P P. (1.5). Radiación solar: Es la energı́a irradiada, su valor es alrededor de los 3.9x1026 W . Perpendicularmente sobre la parte superior de la atmosfera, la radiación solar promedio alrededor es de 1367W/m2 . Estos valores de radiación solar varı́an de acuerdo a la órbita elı́ptica que.

(14) CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN. 7. sigue la tierra alrededor del sol. La composición quı́mica y las caracterı́sticas fı́sicas de la atmosfera afectan los niveles de radiación que llegan a la superficie del planeta, es por esta razón que en periodos de abundante nubosidad la radiación incidente es dispersada por partı́culas y moléculas de aire, a este fenómeno se le conoce como radiación difusa [6]. Sistema fotovoltaico: Es un arreglo de módulos fotovoltaicos que a su vez tienen asociados otros componentes, para convertir la energı́a de la radiación solar en energı́a eléctrica [6].. 1.5.. Estado del arte. Según [8], existen dos etapas principales para los sistemas fotovoltaicos. Una es convertir la tensión dc generada a una de tipo ac para ser conectada a la red; la otra realizar el seguimiento del MPP para maximizar la energı́a capturada de acuerdo a las condiciones ambientales en la que se encuentren los módulos fotovoltaicos. El MPP es seguido por medio de un dispositivo MPP Tracker (MPPT) basado en diversas técnicas de control. Esto debe hacerse en un rango amplio con la mayor eficiencia posible debido a las variaciones de la radiación durante el dı́a y a las condiciones ambientales. Diferentes técnicas han sido previamente propuestas para localizar el MPP en un sistema solar fotovoltaico. En [11] y [12] se presentan diversas topologı́as de los convertidores dc-dc como el Buck, Boost y el Buck-Boost, ası́ como principios de funcionamiento, aplicaciones y el diseño de los elementos que lo componen. Se estudia el control de la conmutación de los convertidores dc-dc, para que el nivel medio de la tensión de salida dc se iguale a un nivel deseado, y para esto se emplea la conmutación con una frecuencia constante (por ende, un periodo de conmutación constante). Éste método se le conoce como modulación por ancho de pulso (PWM) y se logra con la variación del ciclo de trabajo de los convertidores. En [5] se utiliza un convertidor Boost (elevador), para modificar la potencia extraı́da de los paneles fotovoltaicos, conectándolo entre los paneles y un banco de baterı́as. Se propone un algoritmo P&O inicial, posteriormente se plantean modificaciones para obtener una mejora en el tiempo de convergencia al MPP y al mismo tiempo disminuir la oscilación de estado estable ya que se utiliza un tamaño de perturbación variable que se reduce conforme el algoritmo ubica el MPP. Por lo tanto se logra obtener un mayor aprovechamiento de la energı́a generada por el sistema fotovoltaico. Por último, se presentan algunos resultados de acuerdo a las pruebas realizadas..

(15) CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN. 8. En [3] se implementa un MPPT con un convertidor Buck (reductor), sobre el cual se explica el principio de funcionamiento del algoritmo de P&O y se mencionan los cuatros posibles casos de operación cuando se realiza el seguimiento al MPP. En donde, ∆P y ∆V , representan las variaciones en el tiempo de potencia y tensión respectivamente, entre una muestra actual y una anterior. Por último, se presenta un diagrama de flujo, el cual ilustra el algoritmo de P&O, en el que se especifica bajo que circunstancia se debe incrementar o disminuir el ciclo de trabajo del módulo PWM de acuerdo a las muestras de tensión y corriente previamente reunidas.. 1.6.. Alcance. El alcance del presente proyecto es el de comparar dos técnicas de control no lineales aplicadas a un convertidor dc-dc para lograr el funcionamiento de un sistema fotovoltaico. El caso de estudio se limita hasta el control del convertidor dc-dc, no se va a estudiar la metodologı́a para la conexión del sistema fotovoltaico con la red eléctrica. Los algoritmos de control a estudiar son perturbar y observar (P&O) y la técnica de incremental conductance (INC)..

(16) Capı́tulo 2 Generalidades de los sistemas fotovoltaicos 2.1.. Introducción. El aprovechamiento del efecto fotovoltaico permite la conversión de la radiación solar en energı́a eléctrica [13]. Para la aplicación que se requiera, se suele interconectar células fotovoltaicas en configuraciones serie-paralelo y formar lo que se conoce como módulos fotovoltaicos, estos a su vez pueden conectarse entre sı́ para convertirse en un arreglo fotovoltaico. Finalmente, mediante la integración de un arreglo fotovoltaico con dispositivos eléctricos y electrónicos, asociados a la generación de potencia eléctrica a partir de la energı́a solar, forman lo que se conoce como sistema fotovoltaico (SFV). En la figura 2.1 se ilustra un ejemplo de SFV.. Figura 2.1: Estructura básica de un sistema fotovoltaico. 9.

(17) CAPÍTULO 2. GENERALIDADES DE LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS. 2.2. 2.2.1.. 10. Descripción de la célula fotovoltaica Generaciones de la célula fotovoltaica. Las células fotovoltaicas se divide en grupos de generaciones, éstos se encargan de diferenciar el desarrollo tecnológico que ha tenido historicamente en cuanto a su tecnologı́a de fabricación. 2.2.1.1.. Primera generación. En ésta generación las células están constituidas por una superficie de cristal simple capaz de convertir la energı́a luminosa proveniente del sol en energı́a eléctrica. Su fabricación se basa en un proceso de difusión con obleas de silicio. Actualmente se está llegando al lı́mite de eficiencia teórica del 31 %. Éste tipo de tecnologı́a ocupa en el mercado fotovoltaico aproximadamente el 86 % [14]. 2.2.1.2.. Segunda generación. Están basados en el uso de depósitos epitaxiales delgados de semiconductores sobre obleas con concentradores. Hay dos clases de celdas epitaxiales las espaciales y las terrestres. Las celdas espaciales alcanzan una eficiencia entre el 28 % y 30 % y su costo por vatio es elevado. Por otro lado, las celdas terrestres presentan un bajo costo por vatio, pero su eficiencia es muy baja, entre el 7 y 9 %. Por esta razón, ocupan un pequeño porcentaje del mercado fotovoltaico terrestre pero alcanza el 90 % del mercado espacial [14]. 2.2.1.3.. Tercera generación. Éste tipo de tecnologı́a no utiliza la unión PN como en las generaciones descritas anteriormente, permitiendo eficiencias de conversión mayores y costo de producción más económico. En aplicaciones espaciales se estudian dispositivos con huecos cuánticos y dispositivos con nanotubos de carbono, alcanzando eficiencias superiores al 45 %. Para aplicaciones terrestres se están investigando dispositivos con celdas electroquı́micas, polı́meros, nanocristales y tintas sensibilizadas [14]. 2.2.1.4.. Cuarta generación. Se espera que será una tecnologı́a basada en una mezcla de nanopartı́culas con polı́meros para formar una capa simple multiespectral, luego se monta una capa sobre otra para formar.

(18) CAPÍTULO 2. GENERALIDADES DE LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS. 11. celdas solares mutiespectrales. Se estima que serán celdas más eficientes y económicas [14].. 2.2.2.. Tecnologı́as de fabricación. Los diferentes tipos de paneles solares están caracterizados en función del material empleado para la fabricación de sus células fotovoltaicas, entre las que se pueden encontrar: 2.2.2.1.. Monocristalino. Están formadas por secciones de una barra de silicio de muy alta pureza y estructura cristalina en una sola pieza. Alcanzan una eficiencia en laboratorios del 24.7 %, pero a nivel comercial llegan al 16 % [13]. Los paneles solares construidos con esta tecnologı́a son los más desarrollados en el mercado, alcanzan una vida útil hasta 25 años [14].. Figura 2.2: Módulo compuesto por células de silicio monocristalino.. 2.2.2.2.. Policristalino. Similares a los monocristalinos, pero con un proceso de cristalización del silicio diferente, las láminas de policristalino se fabrican en un proceso de moldeo, en el que se funde el silicio y se vierte sobre moldes, una vez secado el material, se corta en delgadas láminas. Presentan una superficie con aspecto granulado, lo cual afecta su rendimiento, por lo tanto, su eficiencia es inferior que los monocristalinos pero son más económicos por el proceso de moldeo. Alcanzan una eficiencia del 19.8 % y comercialmente llegan al 14 % [13], [14]..

(19) CAPÍTULO 2. GENERALIDADES DE LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS. 12. Figura 2.3: Módulo compuesto por células de silicio policristalino. 2.2.2.3.. Amorfo. Formados también por silicio pero a diferencia de los monocristalinos y policristalinos, no presentan una estructura cristalina en este material y su costo de fabricación es menor. Usualmente son empleados en dispositivos electrónicos pequeños como calculadoras, relojes y en pequeños paneles portátiles. Alcanzan una eficiencia máxima del 13 % y comercialmente llegan al 8 % [13], [14]. 2.2.2.4.. Otras tecnologı́as. Existen otros materiales de construcción de láminas delgadas para paneles solares diferentes al Silicio, con los que se puede obtener buenos resultados [13]: Teluro de cadmio: Con una eficiencia de laboratorio del 16 % y en paneles comerciales del 8 %. Arseniuro de Galio: Uno de los materiales más eficientes, con una eficiencia de laboratorio del 25.7 % y en paneles comerciales del 20 %. Diseleniuro de cobre en indio: Con una eficiencia de laboratorio del 17 % y en paneles comerciales del 9 %. Paneles Tándem: Combinan dos tipos de materiales semiconductores distintos, lo cual permite que cada material se encarga de capturar una parte del espectro electromagnético de la radiación solar. En teorı́a, sı́ se utilizaran tres tipos de materiales, se podrı́a aprovechar la radiación ultravioleta, las ondas visibles e infrarrojas del espectro. Se ha alcanzado una eficiencia del 35 %, y con la unión de tres materiales se podrı́a alcanzar un rendimiento del 50 % [14]..

(20) CAPÍTULO 2. GENERALIDADES DE LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS. 2.2.3.. 13. Modelo circuital. Las células de los paneles solares son una unión p-n de semiconductores, que al ser expuestas a la luz, generan corriente dc [4]. Esta corriente generada, varı́a de forma lineal con la irradiancia que logra ser captada del sol por las celdas. Existe un modelo circuital que se encarga de modelar el comportamiento de una célula solar, el cual se puede observar en la figura 2.4.. Figura 2.4: Modelo circuital de la célula fotovoltaica. En la figura 2.4, Isc representa la corriente generada por la radiación solar, el diodo se encarga de impedir que la corriente generada cambie su dirección, Rs está asociada a las pérdidas debida a los contactos metálicos y el semiconductor, Rsh representa la corriente de fuga del diodo [9]. La ecuación caracterı́stica de una célula fotovoltaica se expresa como: (V + I R ) q(Vpv +Ipv Rs ) pv pv s βkT −1 − Ipv = Isc − Io e Rsh Donde: q: Es la carga del electrón. Io : Corriente de saturación inversa del diodo. k : Constante de Boltzman. β: Es el factor de idealidad del diodo. T : Temperatura absoluta.. (2.1).

(21) CAPÍTULO 2. GENERALIDADES DE LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS. 2.2.4.. 14. Parámetros eléctricos. Entre los principales parámetros eléctricos de un sistema fotovoltaico [15], se puede encontrar: Corriente de cortocircuito (Isc ): Es la corriente máxima que circulará por el sistema fotovoltaico debido a una condición en la que la tensión es igual a cero. Tensión de circuito abierto (Vca ): Es la tensión máxima que circulará por el sistema fotovoltaico debido a una condición en la que la corriente es igual a cero. Potencia máxima (PM P P ): Es la máxima potencia generada por el sistema fotovoltaico cuando la tensión y la corriente alcanzan su valor máximo (VM P P e IM P P ). Corriente en el punto de máxima transferencia de potencia (IM P P ): Es el valor de la corriente máxima alcanzada en el PM P P . Tensión en el punto de máxima transferencia de potencia (VM P P ): Es el valor de la tensión máxima alcanzada en el PM P P . Factor de forma (F F ): Es el cociente entre el PM P P y el producto de Vca e Icc . Se expresa en porcentaje como una medida que indica la calidad del sistema fotovoltaico, entre mayor sea éste factor se entenderá que el sistema es mejor. Se expresa mediante la ecuación 2.2: PM P P (2.2) FF = Vca Icc. 2.3.. Módulo fotovoltaico. Un módulo fotovoltaico es un grupo de varias células fotovoltaicas conectadas eléctricamente en circuitos en serie y paralelo para generar la tensión y corriente requerida. El circuito equivalente de un arreglo de células fotovoltaicas en paralelo (NP ) y en serie (NS ), es mostrado en la figura 2.5. Al igual que que la célula fotovoltaica y su curva caracterı́stica I-V, el módulo fotovoltaico tiene una ecuación caracterı́stica conformada por sus parámetros fundamentales del módulo, tal y como se observa en la expresión:   Vpv Ipv Rs Vpv Ipv Rs q + + Np Ns Np Ns  nKT Ipv = Np Isc − Io (e − 1) − (2.3) Rsh.

(22) CAPÍTULO 2. GENERALIDADES DE LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS. Figura 2.5: Modelo circuital de un módulo fotovoltaico.. 15.

(23) Capı́tulo 3 Convertidores dc-dc aplicados a sistemas fotovoltaicos 3.1.. Introducción. Un convertidor dc-dc se encarga de transformar energı́a de tipo dc a dc, ya sea para aumentar o reducir la tensión. Se puede considerar que un convertidor dc-dc es el equivalente en dc de un transformador de ac. Aunque se genere rizado en la tensión de salida del convertidor, este se puede reducir con la implementación de filtros [11]. La tensión medida en la salida de los convertidores dc-dc alcanza un nivel deseado mediante el control sobre los tiempos del encendido y apagado (tenc y tapag respectivamente) de los interruptores [12]. Los convertidores dc-dc funcionan mediante dos técnicas de control conocidas como PWM y la modulación por frecuencia. En el caso de la modulación por frecuencia, la frecuencia de conmutación es variable. Por otro lado, la modulación por ancho de pulso, se realiza a frecuencia constante [11].. 3.2.. Ciclo de trabajo. El ciclo de trabajo se genera comparando una señal de referencia Vref de dc, con una señal portadora triangular Vport , tal y como se observa en la figura 3.1. La señal de referencia debe ser igual a la señal portadora para poder enviar un pulso de onda cuadrada a la compuerta, de ancho DT [11]. Cuando la señal de referencia sea mayor que la señal de la portadora, la señal de control del interruptor será alta por lo que el interruptor se encenderá. De lo. 16.

(24) CAPÍTULO 3. CONVERTIDORES DC-DC APLICADOS A SISTEMAS FOTOVOLTAICOS17. Figura 3.1: Generación del ciclo de trabajo. contrario el interruptor se encontrará apagado [12]. De esta manera se puede expresar D como: D=. Vref =m Vport. (3.1). En donde m, se conoce como el ı́ndice de modulación. Al variar la Vref de 0 hasta el valor pico de Vref , se puede variar el ciclo de trabajo de 0 hasta 1 [11].. 3.3.. Tipos de convertidores. Existen varias topologı́as de convertidores dc-dc [11], [12]. A continuación se analizarán algunas topologı́as básicas de convertidores suponiendo que: 1. Dispositivos ideales.

(25) CAPÍTULO 3. CONVERTIDORES DC-DC APLICADOS A SISTEMAS FOTOVOLTAICOS18 cL = 0). 2. Tensión promedio en una inductancia es cero (V 3. Corriente promedio de un capacitor es cero (Ic C = 0). 4. La eficiencia del convertidor es de 100 % (PS = PO ). 5. El análisis se realiza en régimen permanente. 6. Los convertidores a estudiar estararán en modo de conducción continua (MCC), es decir que la corriente que circula por el inductor nunca podrá ser cero en el perı́odo de operación T(IL 6= 0).. 3.3.1.. Buck. El Buck es un convertidor que se encarga de reducir la tensión de entrada (VS ) a un nivel de tensión inferior o igual a (VO ), el cual se espera que sea constante (VO (t) = Vc O (t)) sı́ se supone un capacitor muy grande (C) en el filtro de salida. El diagrama circuital se observa en la figura 3.2.. Figura 3.2: Topologı́a del convertidor Buck (reductor). Donde: SW : Interruptor periódico VS : Tensión dc a la entrada del convertidor VO : Tensión de dc a la salida del convertidor VD : Tensión en el diodo VL : Tensión en la inductancia IS : Corriente dc que circula a la entrada del convertidor.

(26) CAPÍTULO 3. CONVERTIDORES DC-DC APLICADOS A SISTEMAS FOTOVOLTAICOS19 IL : Corriente que circula en la inductancia IO : Corriente dc que circula a la salida del convertidor L: Inductancia C: Capacitancia R: Resistencia La tensión VO se calcula en términos de D como: Z tenc Z Z tapag 1 1 T 0dt = DVS VO (t)dt = VS (t)dt + VO = T 0 T 0 tenc. (3.2). Por lo tanto se obtiene que: VO = DVS. (3.3). Suponiendo que el convertidor Buck se encuentra en MCC, se obtienen las siguientes expresiones: Cuando SW se encuentra cerrado La expresión que describe la corriente promedio que circula por la inductancia es: Vc O IbL = Ic C + R. (3.4). Teniendo en cuenta la suposición No. 3, se tiene que: Vc O IbL = R. (3.5). VL = VS − Vc O. (3.6). La tensión en la inductancia serı́a:. La definición de la tensión en una inductancia es: VL = L. dIL dt. Reemplazando la ecuación 3.7 en la 3.6 se obtiene la siguiente expresión:. (3.7).

(27) CAPÍTULO 3. CONVERTIDORES DC-DC APLICADOS A SISTEMAS FOTOVOLTAICOS20. dIL VL VS − Vc O = = dt L L. (3.8). VS − Vc dIL O = dt L. (3.9). Finalmente se obtiene que:. Cuando SW se encuentra abierto dIL VL −Vc O = = dt L L. (3.10). −Vc dIL O = dt L. (3.11). La corriente IminL que garantiza el MCC en un convertidor Buck (reductor) está definida por la siguiente expresión: 1 (1 − D) c IminL = VO − (3.12) R 2Lf El lı́mite de operación entre el MCC y el modo de conducción discontinua (MCD) es IminL = 0. Por lo tanto, para calcular la inductancia mı́nima (Lmin ) que garantice el MCC, se utiliza la siguiente expresión: Lmin =. (1 − D)R 2f. (3.13). Para el cálculo del capacitor (C) se determina según el % del rizado de la tensión de salida ( %riz): ∆VO %riz = ∗ 100 % (3.14) ∆Vc O 1−D %riz = ∗ 100 % (3.15) 8LCf 2.

(28) CAPÍTULO 3. CONVERTIDORES DC-DC APLICADOS A SISTEMAS FOTOVOLTAICOS21. 3.3.2.. Boost. El Boost es un convertidor que se encarga de elevar la tensión de entrada (VS ) a un nivel de tensión superior (VO ), el cual se espera que sea constante (VO (t) = Vc O (t)) sı́ se supone un capacitor muy grande (C) en el filtro de salida. El diagrama circuital se observa en la figura 3.3.. Figura 3.3: Topologı́a del convertidor Boost (elevador). El voltaje de salida VO expresado en función de su ciclo de trabajo se puede expresar mediante la siguiente ecuación: VS (3.16) 1−D Suponiendo que el convertidor Buck se encuentra en MCC, se obtienen las siguientes expresiones: VO =. Cuando SW se encuentra cerrado La corriente que circula por el capacitor serı́a: Vc O IC = −Ic O = − R. (3.17). Teniendo en cuenta que mientras SW está cerrado VL = VS , y la expresión de la ecuación 3.7, se tiene que: VS dIL = dt L. (3.18).

(29) CAPÍTULO 3. CONVERTIDORES DC-DC APLICADOS A SISTEMAS FOTOVOLTAICOS22 Cuando SW se encuentra abierto Ic O IC = IL − Ic O = IL − R. (3.19). VL = VS − Vc O. (3.20). dIL VS − Vc O = dt L. (3.21). La corriente Imin que garantiza el MCC en un convertidor Boost (elevador) está definida por la siguiente expresión: 1 D IminL = VS − (3.22) (1 − D)2 R 2Lf Para determinar la Lmin se tiene que: Lmin =. D(1 − D)2 R 2f. Para el cálculo del capacitor (C) serı́a: D %riz = ∗ 100 % RCf. 3.3.3.. (3.23). (3.24). Buck-boost. Otra topologı́a de convertidor dc-dc es el reductor-elevador, como se muestra en la figura 3.4. Éste convertidor permite obtener una salida mayor o menor a la tensión de entrada. La ganancia del convertidor se expresa como: VO = −. D VS 1−D. (3.25). La corriente Imin que garantiza el MCC en un convertidor Buck-boost está definida por la siguiente expresión: 1 (1 − D) IminL = Vc − (3.26) O (1 − D)R 2Lf.

(30) CAPÍTULO 3. CONVERTIDORES DC-DC APLICADOS A SISTEMAS FOTOVOLTAICOS23. Figura 3.4: Topologı́a del convertidor Buck-boost (reductor-elevador). Para determinar la Lmin se usa la siguiente expresión: Lmin =. (1 − D)2 R 2f. Para el cálculo del capacitor (C) se usa la siguiente expresión: D ∗ 100 % %riz = RCf. (3.27). (3.28).

(31) Capı́tulo 4 Técnicas de control para la ubicación del MPP en convertidores dc-dc 4.1.. Introducción. El seguimiento del MPP, se basa en algoritmos matemáticos que describen el comportamiento no lineal de tensión y la corriente en un sistema fotovoltaico debido a variaciones como la radiación solar y la temperatura [1], [2], [11]. En la figura 4.1 se muestra la curva caracterı́stica de una célula fotovoltaica, en donde se observa la existencia de un máximo denominado máximo punto de potencia (PM P P ), al cual le corresponden valores de corriente y tensión conocidos como IM P P y VM P P respectivamente. El PM P P cambia conforme varı́a la radiación solar, tal y como se muestra en la figura 1.1 del capı́tulo 1. En la figura 4.2 se ilustra un SFV con MPPT, en este diagrama se observa a IP V e VP V las cuales representan la tensión obtenida del módulo o un arreglo de módulos fotovoltaicos, dichos parámetros son recibidos por el MPPT para ser procesados por un algoritmo de búsqueda, el cual decidirá la mejor operación del sistema en ése momento, por lo que el bloque del MPPT, se encarga de enviar una orden al convertidor dc-dc por medio de una tensión de referencia (Vref ) para que en su salida se obtenga un valor adecuado de corriente y tensión para la carga (IO y VO respectivamente).. 24.

(32) CAPÍTULO 4. TÉCNICAS DE CONTROL PARA LA UBICACIÓN DEL MPP EN CONVERTIDORES. Figura 4.1: Curva PV de una célula fotovoltaica.. Figura 4.2: Diagrama de bloques de un SFV con MPPT..

(33) CAPÍTULO 4. TÉCNICAS DE CONTROL PARA LA UBICACIÓN DEL MPP EN CONVERTIDORES. 4.2.. Pertubar y observar. El algoritmo de perturbar y observar (P&O), consiste en que sı́ el voltaje de operación de un arreglo fotovoltaico se perturba en cierta dirección y por consiguiente la potencia extraı́da se incrementa, significa que el punto de operación se ha movido hacia el MPP. Por otro lado sı́ la potencia disminuye, el punto de operación se ha movido en sentido contrario a la ubicación del MPP [3], [16]. En la tabla 4.1 se explica el comportamiento de las posibles perturbaciones (al incrementar o disminuir su magnitud de la tensión) y que se debe hacer en la siguiente perturbación, de acuerdo a la dirección obtenida al MPP (sı́ se acerca o se aleja). Tabla 4.1: Alogoritmo P&O.. Perturbación a la tensión Cambio en la potencia obtenida Incrementar Incrementar Incrementar Disminuye Disminuir Incrementa Disminuir Disminuye. MPP Siguiente perturbación Se acerca Incrementar Se aleja Disminuir Se acerca Disminuir Se aleja Incrementar. En la figura 4.3, se muestra el diagrama de flujos del P&O. Nótese como se comparan las medidas de tensión y corriente anteriores (V (t − 1) e I(t − 1) respectivamente) con los valores actuales de tensión y corriente(V (t) e I(t)). Estos valores pasan por varias etapas en el algoritmo, mientras se intenta identificar en que zona de la curva caracterı́stica V-I se encuentra operando el sistema. Finalmente se toma una decisión, para aproximarse al MPP en el siguiente ciclo. De acuerdo a la ecuación 4.1, a la tensión obtenida del arreglo fotovoltaico se le agrega o se le sustrae un delta, quien representa el valor de desplazamiento que se le dará a V (t) para obtener Vref : Vref = V (t) ± delta. (4.1).

(34) CAPÍTULO 4. TÉCNICAS DE CONTROL PARA LA UBICACIÓN DEL MPP EN CONVERTIDORES. Figura 4.3: Diagrama de flujo del algoritmo P&O..

(35) CAPÍTULO 4. TÉCNICAS DE CONTROL PARA LA UBICACIÓN DEL MPP EN CONVERTIDORES. 4.3.. Incremental conductance. El algoritmo de incremental conductance (INC), se basa en la comparación de la conductancia instantánea (I/V ) con la conductancia incremental (∆I/∆V ). Este algoritmo realiza el seguimiento del MPP de acuerdo a los incrementos o decrementos en la tensión o la corriente [17]. La variación en la potencia de salida con respecto a la tensión, se expresa como: d(IV ) dI ∼ ∆I dP = =I +V =I+ dV dV dV ∆V Reemplazando la ecuación 1.4 del capı́tulo 1 en 4.2, se obtiene la expresión 4.3. I ∆I =− ∆V V De esta manera se obtiene las siguientes condiciones del algoritmo:  ∆I = − VI En el MPP  ∆V     ∆I > − VI A la izquierda del MPP ∆V      ∆I < − VI A la derecha del MPP ∆V. (4.2). (4.3). (4.4). El diagrama de flujo que describe el funcionamiento del algoritmo INC se muestra en la figura 4.4. Éste algoritmo es más complejo que el P&O, ya que usa más criterios para localizar la zona de operación con respecto al MPP..

(36) CAPÍTULO 4. TÉCNICAS DE CONTROL PARA LA UBICACIÓN DEL MPP EN CONVERTIDORES. Figura 4.4: Diagrama de flujo del algoritmo INC..

(37) CAPÍTULO 4. TÉCNICAS DE CONTROL PARA LA UBICACIÓN DEL MPP EN CONVERTIDORES. 4.4.. Tension constante. La técnica de tensión constante consiste en establecer un valor invariante para la tensión a la salida del arreglo fotovoltaico (VP V ). Éste valor se debe elegir entre las condiciones operativas habituales del sistema más cercanas al MPP. A pesar de ser un método simple y con implementación económica, su rendimiento y precisión son bajos en comparación con otros algoritmos de búsqueda ya que no está diseñado para operar un sistema que no tenga variaciones en su temperatura o nivel de irradiancia [18].. 4.5.. Tensión de circuito abierto. Ésta técnica se trata del ajuste proporcional de la tensión de funcionamiento a la tensión del arreglo fotovoltaico en estado de circuito abierto, para ello se usa la siguiente expresión: VP V = kV VOC. (4.5). En donde kV representa la constante proporcional a VOC . Éste valor normalmente se encuentra entre 0.7 ó 0.8, dependiendo de las caracterı́sticas del panel solar y los rangos en los que se desea operar el sistema, por lo que se debe elegir un valor cercano al MPP de acuerdo a las condiciones meteorológicas más habituales [17], [18].. 4.6.. Método serie de Fibonacci. Éste método aplica la serie matemática de números enteros de Fibonacci, la cual consiste en que cada número subsecuente es la suma de los dos inmediatamente anteriores. Por definición, los valores iniciales de la serie son 0 y 1. Por ejemplo, los siete primeros números de ésta serie serı́an: 0, 1, 1, 2, 3, 5, 8 [19]. El fin de éste algoritmo es reducir el número de iteraciones, ya que a diferencia de métodos como el de perturbar y observar, el desplazamiento utilizado para desplazarse en la búsqueda del MPP se hace en forma de incrementos variables, como se muestra la siguiente expresión: xn+1 = xn + an pn. (4.6). En donde xn+1 representa la variable que se desea estimar, xn es el valor actual de dicha variable objetivo, an se encarga del desplazamiento por medio de la serie Fibonacci de acuerdo al número de la iteración en la que se encuentre y pn se encarga de darle la dirección al MPP por medio de la comparación entre dos puntos dentro del rango [19]..

(38) CAPÍTULO 4. TÉCNICAS DE CONTROL PARA LA UBICACIÓN DEL MPP EN CONVERTIDORES. 4.7.. Corriente de cortocircuito. Ésta técnica se trata del ajuste proporcional de la corriente de funcionamiento a la corriente del arreglo fotovoltaico en estado de cortocircuito, para ello se usa la siguiente expresión: IP V = kI VSC. (4.7). En donde kI representa la constante proporcional a ISC . Éste algoritmo necesita un interruptor adicional en el convertidor dc-dc para realizar un corto periódicamente en la salida del FV y realizar la medición necesaria para su ejecución [17].. 4.8.. Lógica difusa. Ésta técnica emplea una base de reglas para la localización del MPP, lo que le permite trabajar con entradas imprecisas sin necesidad de modelos matemáticos y la manipulación de no linealidades [17]. El control de la lógica difusa generalmente incluye tres etapas [17]: 1. Fuzzificación 2. Tabla de base 3. Defuzzificación En la Fuzzificación las variables de entrada se vuelven variables linguisticas. Es decir, una entrada puede ser el error en una medida presente, otra entrada puede ser el incremento del mismo error con respecto a un instante anterior. En la tabla base de reglas se toman los valores de las entradas y con base a sus valores se obtienen las salidas en las variables linguisticas. En la etapa de Defuzziflicación se determina el resultado de acuerdo a los valores de las entradas ingresadas en la tabla de base de reglas [17].. 4.9.. Redes neuronales. Las redes neuronales usan tres capas: de entrada, ocultas y de salida. Aplicadas al MPP, los parámetros de la instalación fotovoltaica se convierten en la capa de entrada, la capa de salida puede ser una o varias señales de referencia, como la señal del ciclo de trabajo enviada al convertidor dc-dc para lograr el MPP, y por medio de la capa oculta la red neuronal se encarga del algoritmo para localizar el MPP [17]..

(39) CAPÍTULO 4. TÉCNICAS DE CONTROL PARA LA UBICACIÓN DEL MPP EN CONVERTIDORES. 4.10.. Load Line. El objetivo de éste método es acelerar el tiempo de convergencia en comparación con los algoritmos MPPT convencionales sin perder precisión en régimen permanente. Para lograrlo, se controla el convertidor dc-dc para reflejar una carga virtual hacia la instalación fotovoltaica. Dicha carga virtual está optimizada para cruzarse en la curva caracterı́stica del generador fotovoltaico. De ésta manera se opera en el MPP de cualquier irradiancia [17].. 4.11.. Ripple Correlation Control. El algoritmo Ripple Correlation Control (RCC) consiste en el aprovechamiento de la onda de tensión y corriente impuesta a la instalación fotovoltaica debido a la acción de conmutación del convertidor dc-dc. El RCC correlaciona la derivada de la potencia respecto al tiempo con la derivada de la tensión o corriente para hacer que el gradiente de potencia sea cero y se llegue al MPP [17]. Sı́ las derivadas de V o I son cada vez mayores (dV > 0 o dI > 0) y dP es cada vez mayor entonces se dice que el punto de trabajo actual está por debajo del MPP. En cambio, sı́ dV o dI son cada vez mayores y dP < 0 entonces el punto de trabajo actual se encuentra por encima del MPP..

(40) Capı́tulo 5 Simulaciones y análisis de las técnicas MPPT 5.1.. Introducción. Para analizar los algoritmos MPPT en un sistema solar fotovoltaico, se usan los modelos de ECEN2060 MATLAB/Simulink materials propuestos por la Universidad de Colorado y los cuales están disponibles en [20]. Inicialmente se verifica el modelo de la célula fotovoltaica, luego el módulo fotovoltaico y finalmente se presenta el modelo de un sistema fotovoltaico. Una vez éstos modelos sean verificados, se procede a evaluar la incorporación de los algoritmos de P&O e INC al sistema fotovoltaico bajo estudio.. 5.2.. Modelo de la célula fotovoltaica. Para una condición de irradiancia y temperatura constante, 1000W/m2 y 27◦ C respectivamente. En el modelo de la figura 5.1 se desprecia los efectos de Rs y Rsh en la ecuación 2.1. Por tanto la corriente que circula por el diodo (Id) se calcula mediante la expresión: qVpv. Id = Io (e βkT − 1) En donde: Io =1nA q=1,60217733x10−19 C β=1. 33. (5.1).

(41) CAPÍTULO 5. SIMULACIONES Y ANÁLISIS DE LAS TÉCNICAS MPPT. 34. k:=1,380658x10−23 KJ T =27◦ C=300.15K Vpv : Tensión aplicada sobre el diodo, en éste caso la tensión debida al efecto fotoeléctrico.. Figura 5.1: Modelo en Simulink de la célula fotovoltaica para una irradiancia de 1000W/m2 y temperatura de 27◦ C [20].. La curva caracterı́stica obtenida de éste modelo se muestra en la figura 5.2. Se observa que el valor de la tensión, corriente y potencia en el MPP son: la VM P P es 0,46V , IM P P es 0,9517A y para el PM P P es 0,4378W ..

(42) CAPÍTULO 5. SIMULACIONES Y ANÁLISIS DE LAS TÉCNICAS MPPT. 35. Figura 5.2: Curvas obtenidas de la célula fotovoltaica: curva P-V (a) y curva caracteristica I-V (b).. 5.3.. Modelo del módulo fotovoltaico. El modelo del módulo fotovoltaico presentado en la figura 5.3 es diseñado con los siguientes parámetros: Isc = 5,45A Voc = 22,2V IM P P = 4,95A VM P P = 17,2V PM P P = 85,14W.

(43) CAPÍTULO 5. SIMULACIONES Y ANÁLISIS DE LAS TÉCNICAS MPPT. 36. Figura 5.3: Modelo en Simulink del módulo fotovoltaico [20].. Como se observa en la figura 5.4 el módulo es sometido a diferentes condiciones de irradiancia en su operación, se debe tener en cuenta que esto ocurre a una temperatura constante de 27◦ C. A partir de los resultados obtenidos, se obtiene la tabla 5.1, en la que se muestra como el parámetro eléctrico que más se ve afectado debido al cambio de irradiancia es la IM P P . Por otro lado, VM P P no tiene cambios significativos. Tabla 5.1: Resultados del MPP para diferentes condiciones de irradiancia a una temperatura de 27◦ C. Irradiancia [W/m2 ] 200 400 600 800 1000. VM P P [V ] 17.35 17.7143 17.3500 17.3915 17.35. IM P P [A] 0.8647 1.8800 2.9505 3.9418 4.9043. PM P P [W ] 15.0034 33.3023 51.1917 68.5542 85.0888.

(44) CAPÍTULO 5. SIMULACIONES Y ANÁLISIS DE LAS TÉCNICAS MPPT. 37. Figura 5.4: Curvas obtenidas del módulo fotovoltaico para diferentes condiciones de irradiancia variables y temperatura constante: curvas P-V (a) y curvas caracteristica I-V (b).. 5.4.. Descripción del sistema utilizado. El sistema solar fotovoltaico usado en este proyecto, consiste en un arreglo de 6 módulos fotovoltaicos como se observa en la figura 5.5. Cada módulo tiene una potencia nominal de 85W, conectados en serie entregan una potencia total al sistema de 510W. La tensión nominal en la carga es de 200 V dc..

(45) CAPÍTULO 5. SIMULACIONES Y ANÁLISIS DE LAS TÉCNICAS MPPT. 38. Figura 5.5: Arreglo PV de 510W conectado a un convertidor Boost para suplir una carga dc a 200V. Cuando el sistema solar fotovoltaico se encuentra bajo una condición de irradiancia de 1000 W/m2 a una temperatura de 27o C, se obtiene los siguientes resultados: IP V = 4A VP V = 113,8094V PP V = 455,2378W En el convertidor Boost se tiene en cuenta las pérdidas de potencia debido a la resistencia interna en la inductancia L, por lo que se le ha asignado a RL un valor de 0,5Ω. Utilizando la expresión 5.2 se obtiene que D es igual a 44,10 %. VP V − IP V RL D = 1− 100 % (5.2) VO.

(46) CAPÍTULO 5. SIMULACIONES Y ANÁLISIS DE LAS TÉCNICAS MPPT. 39. Para calcular la corriente entregada a la carga IO , se tiene en cuenta las pérdidas de potencia debido a la conmutación (ISW ) con un valor de 0.03A, como se muestra en la siguiente expresión: IO = IS (1 − D) − ISW. (5.3). IO = 2,2062A La potencia entregada a la carga es: PO = 441,2378W Por lo tanto, la eficiencia del convertidor Boost es del 96.92 %. El sistema bajo estudio es sometido cinco diferentes casos de variaciones de irradiancia en un periodo de 8 horas como se lista en la tabla 5.2. Los casos de estudio son: CASO I: Inicialmente hay un aumento y luego un decremento en la irradiancia. CASO II: Grandes variaciones en la irradiancia. CASO III: Pequeñas variaciones en la irradiancia. CASO IV: Decremento de la irradiancia. CASO V: Incremento de la irradiancia.. Tabla 5.2: Valores de irradiancia en un periodo de 8 horas para los diferentes casos de estudio.. Tiempo [horas] Caso I[W/m2] Caso II[W/m2] Caso III[W/m2] Caso IV[W/m2] Caso V[W/m2] 0 0 800 975 1200 800 1 400 400 950 1150 850 2 850 800 975 1100 900 3 900 1200 1000 1050 950 4 1000 800 975 975 1000 5 950 400 950 950 1050 6 850 800 975 900 1100 7 400 1200 1000 850 1150 8 0 800 975 800 1200.

(47) CAPÍTULO 5. SIMULACIONES Y ANÁLISIS DE LAS TÉCNICAS MPPT. 40. El propósito de cada caso de estudio es el de permitir la observación del comportamiento de la eficiencia, ciclo de trabajo, potencia de salida y la potencia del arreglo fotovoltaico ante diferentes condiciones de irradiancia. Posteriormente se estudia las mismas variables eléctricas del sistema fotovoltaico pero al usar los algoritmos MPPT de P&O e INC. CASO I: El comportamiento del ciclo de trabajo y la eficiencia del convertidor Boost se aprecia en la figura 5.6. En este caso de estudio, la eficiencia (n) toma 3 valores durante el perı́odo de medición. Inicialmente cuando la irradiancia es cero, la eficiencia vale cero. Luego la irradiancia comienza a aumentar progresivamete hasta que la eficiencia alcanza un valor de 96,92 % cuando el nivel de irradiancia es de 1000W/m2 . Cuando la irradiancia comienza a decrecer, la eficiencia se reduce hasta su valor final de cero. Inicialmente el ciclo de trabajo (D) vale 100 %, luego desciende hasta 44,10 % y al finalizar retoma su valor del 100 %. La potencia a la salida del arreglo fotovoltaico (Ppv ) y la potencia suministrada a la carga (Po ), se observan en la figura 5.7. Tanto Ppv y Po son igual a cero al inicio, luego cuando el nivel de irradiancia comienza aumentar hasta 1000W/m2 , Ppv vale 455,23W y Po vale 441,24W , finalmente la irradiancia decrece hasta su valor inicial de cero, haciendo que ambas potencias sean cero. La energı́a calculada en el arreglo fotovoltaico (Epv ) es de 1,914kW h y la energı́a a la salida del convertidor dc-dc (Eo ) es 1,881kW h.. Figura 5.6: Eficiencia (a) y ciclo de trabajo (b) , del convertidor Boost..

(48) CAPÍTULO 5. SIMULACIONES Y ANÁLISIS DE LAS TÉCNICAS MPPT. 41. Figura 5.7: Potencia entregada por el arreglo PV (PP V ) y la potencia suministrada a la carga (PO ). CASO II: El comportamiento del ciclo de trabajo y la eficiencia del convertidor Boost se aprecia en la figura 5.8.. Figura 5.8: Eficiencia (a) y ciclo de trabajo (b) , del convertidor Boost..

(49) CAPÍTULO 5. SIMULACIONES Y ANÁLISIS DE LAS TÉCNICAS MPPT. 42. En ésta condición de operación los niveles de irradiancia varı́an en el orden de los 400W/m2 por cada hora. El nivel más alto de irradiancia es 1200W/m2 y su valor más bajo es 400W/m2 . En los intervalos en los que la irradiancia sea 400W/m2 , la eficiencia es cero pero el ciclo de trabajo será del 100 %. Cuando se llega hasta los 1200W/m2 la eficiencia es 97 % y el ciclo de trabajo disminuye hasta 42 %. La potencia de salida del arreglo fotovoltaico y la potencia suministrada a la carga, se observan en la figura 5.9. Inicialmente Ppv y Po valen 410,1W y 396,2W respectivamente, progresivamente su valor va decreciendo debido a la caı́da de irradiancia hasta llegar a 0W para ambastas potencias. Una vez la irradiancia vuelve a subir hasta su valor pico se logra alcanzar una potencia de 469,3W para Ppv y de 455,5W para Po . La energı́a suministrada a la carga es de 1,905kW h.. Figura 5.9: Curva de la potencia entregada por el arreglo fotovoltaico (PP V ) y la potencia suministrada a la carga (PO ). CASO III: El comportamiento del ciclo de trabajo y la eficiencia del convertidor Boost para ésta condición de operación, se aprecia en la figura 5.10. En este caso de estudio la irradiancia presenta variaciones continuas como en el Caso II pero en pasos de 25W/m2 . El valor más bajo de irradiancia es de 950W/m2 y el más alto es de 1000W/m2 ..

(50) CAPÍTULO 5. SIMULACIONES Y ANÁLISIS DE LAS TÉCNICAS MPPT. 43. Figura 5.10: Eficiencia (a) y ciclo de trabajo (b) del convertidor Boost. Como el sistema funciona con niveles de irradiancia elevados, la potencia Po nunca será cero como se observa en la figura 5.11. Por lo tanto, la eficiencia tampoco se verá afectada, su valor está oscilando entre 96,89 % y 96,95 %. Por otro lado, el ciclo de trabajo se encuentra entre 44,8 % y el 44,1 %.. Figura 5.11: Potencia entregada por el arreglo fotovoltaico (PP V ) y la potencia suministrada a la carga (PO )..

(51) CAPÍTULO 5. SIMULACIONES Y ANÁLISIS DE LAS TÉCNICAS MPPT. 44. Las potencias Ppv y Po alcanzan valores de 455W y 441W respectivamente, tal y como se observa en la figura 5.11. La energı́a entregada a la carga es de 3,509kW h. Siendo éste valor el más alto que en los casos anteriores ya que la irradiancia no varı́a a gran escala y además se trabajan con valores de irradiancia elevados, contrario a los que se usan en los casos anteriores. CASO IV: En la figura 5.12 el comportamiento del ciclo de trabajo y la eficiencia del convertidor Boost de acuerdo a los niveles de irradiancia. En este caso la irradiancia comienza en un valor pico de 1200W/m2 y disminuye en pasos de 50W/m2 por hora hasta llegar a los 800W/m2 . Inicialmente la eficiencia es de 97,2 %, posteriormente decrece hasta llegar al 96,59 %. Por su parte el ciclo de trabajo inicia en 42.5 % y contrario a la eficiencia crece hasta llegar a los 49.7 %. La potencia de salida del arreglo fotovoltaico y la potencia suministrada a la carga, se observan en la figura 5.13.. Figura 5.12: Eficiencia (a) y ciclo de trabajo (b) , del convertidor Boost..

(52) CAPÍTULO 5. SIMULACIONES Y ANÁLISIS DE LAS TÉCNICAS MPPT. 45. Figura 5.13: Potencia entregada por el arreglo PV (PP V ) y la potencia suministrada a la carga (PO ). De acuerdo a la figura 5.13, Ppv inicia en 469,5W y desciende hasta 410W . Por su parte, Po decrece desde 455W hasta 396,5W . Las dos curvas de potencia presentan una separación entre ellas alrededor de los 59W durante todo el periodo de estudio, éste valor equivale al 69.41 % de la capacidad de un módulo fotovoltaico. Se espera que con el desarrollo de una técnica MPPT se reduzca ésta banda de separación que existe entre Po y P pv. Se calcula que la energı́a entregada a la carga es de 3,499kW h. CASO V: El comportamiento del ciclo de trabajo y la eficiencia del convertidor Boost para ésta condición de operación, se aprecia en la figura 5.14 . En este caso la irradiancia comienza en un valor mı́nimo de 800W/m2 y aumenta en pasos de 50W/m2 por hora, hasta llegar a los 1200W/m2 . Este caso de estudio resulta ser el reciproco del Caso V. Inicialmente la eficiencia tiene un valor de 96,59 %, éste valor aumenta continuamente hasta 97,02 %. En cambio el ciclo de trabajo inicia desde 49,71 % y posteriormente decrece hasta 42,33 %..

(53) CAPÍTULO 5. SIMULACIONES Y ANÁLISIS DE LAS TÉCNICAS MPPT. 46. Figura 5.14: Eficiencia (a) y ciclo de trabajo (b) , del convertidor Boost. De acuerdo a la figura 5.15, Ppv inicia en 410W y crece hasta 469,5W . Por su parte, Po crece desde 396,5W hasta 455W . Luego, se calcula que la energı́a entregada a la carga es de 3,499kW h, que en éste caso serı́a la misma que se calculó en el Caso IV. Los valores de potencia, eficiencia, ciclo de trabajo y energı́a obtenida, resultan ser iguales a los calculados en el Caso IV. Lo que se espera con estos dos casos de decremento e incremento de irradiancia, será sı́ esto afecta la ejecución de los algoritmos MPPT cuando sean implementados..

(54) CAPÍTULO 5. SIMULACIONES Y ANÁLISIS DE LAS TÉCNICAS MPPT. 47. Figura 5.15: Curva de la potencia entregada por el arreglo PV (PP V ) y la potencia suministrada a la carga (PO ).. 5.5.. Resultados obtenidos entre los algoritmos P&O e INC. El MPPT se instala al sistema solar fotovoltaico tal y como se muestra en la figura 4.2 del capı́tulo 4. Los algoritmos se someten a las condiciones de irradiancia planteadas en los cinco casos de estudio mencionados anteriormente, se obtienen los siguientes resultados: CASO I: El comportamiento del ciclo de trabajo y la eficiencia del convertidor Boost para las dos metodologı́as se aprecia en la figura 5.16. Para el caso de INC, la eficiencia alcanza un valor de 96,96 % cuando el nivel de irradiancia llega a 1000W/m2 . El ciclo de trabajo inicialmente vale 100 %, luego desciende hasta 43,35 % y al finalizar su valor es 100 %..

(55) CAPÍTULO 5. SIMULACIONES Y ANÁLISIS DE LAS TÉCNICAS MPPT. 48. Figura 5.16: Eficiencia (a) y ciclo de trabajo (b) del convertidor Boost. Mientras que para P&O, la eficiencia es 96,91 % cuando el nivel de irradiancia es de 1000W/m2 . El ciclo de trabajo (D) inicialmente vale 100 %, luego desciende hasta 44,45 % y al finalizar su valor es 100 %. La potencia (Po ) debida al accionamiento de los dos algoritmos se observa en la figura 5.17. Tanto para INC y P&O, Po es igual a cero al inicio, pero cuando el nivel de irradiancia comienza aumentar hasta 1000W/m2 , Po vale 447,23W y 438,38W para INC e P&O respectivamente, finalmente la irradiancia decrece hasta llegar a cero, haciendo que ambas potencias sean igual a cero. La energı́a calculada en el arreglo fotovoltaico (Epv ) es de 1,914kW h y la energı́a calculada a la salida del convertidor dc-dc (Eo ) es de 1,908kW h y 1,869kW h para INC y P&O respectivamente..

(56) CAPÍTULO 5. SIMULACIONES Y ANÁLISIS DE LAS TÉCNICAS MPPT. 49. Figura 5.17: Potencia a la salida del convertidor dc-dc (Po ) obtenida mediante la implementación de los algoritmos INC y P&O. CASO II: El comportamiento del ciclo de trabajo y la eficiencia del convertidor Boost para las dos metodologı́as se aprecia en la figura 5.18. En ésta condición de operación los niveles de irradiancia varı́an en el orden de los 400W/m2 por cada hora. El nivel más alto de irradiancia es 1200W/m2 y su valor más bajo es 400W/m2 . En los intervalos en los que la irradiancia sea 400W/m2 , la eficiencia es cero pero el ciclo de trabajo es del 100 % para las dos metodologı́as. Cuando se llega hasta los 1200W/m2 la eficiencia es 97,05 % y 97 para INC y P&O respectivamente. El ciclo de trabajo disminuirá hasta 41,58 % % para INC y 42,72 % para P&O. La potencia a la salida del convertidor dc-dc (Po ) debida a la accionamiento de los dos algoritmos se observan en la figura 5.19.En el punto de mayor irradiancia, Po es 461,36W para INC y 452,2W para P&O. La energı́a calculada en el arreglo fotovoltaico (Epv ) es de 1,941kW h y la energı́a calculada a la salida del convertidor dc-dc (Eo ) es de 1,932kW h y 1,891kW h para INC y P&O respectivamente..

(57) CAPÍTULO 5. SIMULACIONES Y ANÁLISIS DE LAS TÉCNICAS MPPT. 50. Figura 5.18: Eficiencia (a) y ciclo de trabajo (b) del convertidor Boost.. Figura 5.19: Potencia a la salida del convertidor dc-dc (Po ) obtenida mediante la implementación de los algoritmos INC y P&O..

(58) CAPÍTULO 5. SIMULACIONES Y ANÁLISIS DE LAS TÉCNICAS MPPT. 51. CASO III: El comportamiento del ciclo de trabajo y la eficiencia del convertidor Boost para las dos metodologı́as se aprecia en la figura 5.20. En este caso la irradiancia varı́a en pasos de 25W/m2 por hora. El valor más bajo de irradiancia es de 950W/m2 y el más alto es de 1000W/m2 . Para el caso de INC, la eficiencia (n) oscila entre 96,93 % y 96,97 %, el ciclo de trabajo (D) por su parte se encuentra oscilando entre 44 % y 43,35 %. En cuanto a P&O, la eficiencia (n) oscila entre 96,87 % y 96,9 %, el ciclo de trabajo (D) por su parte se encuentra oscilando entre 45,3 % y 44,5 %. La potencia a la salida del convertidor dc-dc (Po ) debida a la accionamiento de los dos algoritmos se observan en la figura 5.21. Tanto para INC y P&O la potencia Po se encuentra variando en un margen. En el caso de INC la potencia varı́a entre 447,3W y 441,9W . Por otro lado, para el caso de P&O, Po se encuentra entre 438,3W y 433W . La energı́a calculada en el arreglo fotovoltaico (Epv ) es de 3,621kW h y la energı́a calculada a la salida del convertidor dc-dc (Eo ) es de 3,556kW h y 3,486kW h para INC y P&O respectivamente.. Figura 5.20: Eficiencia (a) y ciclo de trabajo (b) del convertidor Boost..

(59) CAPÍTULO 5. SIMULACIONES Y ANÁLISIS DE LAS TÉCNICAS MPPT. 52. Figura 5.21: Potencia a la salida del convertidor dc-dc (Po ) obtenida mediante la implementación de los algoritmos INC y P&O. CASO IV: En este caso de estudio la irradiancia varı́a en forma descendente. En la figura 5.22 se observa la eficiencia y ciclo de trabajo obtenidos para las dos metodologı́a bajo estudio.. Figura 5.22: Eficiencia (a) y ciclo de trabajo (b) del convertidor Boost..

(60) CAPÍTULO 5. SIMULACIONES Y ANÁLISIS DE LAS TÉCNICAS MPPT. 53. Para el caso del INC la eficiencia desciende desde 97.05 % hasta 96.65 %. Por otro lado el ciclo de trabajo asciende desde 41.60 % hasta 49 %. Mientras que para el algoritmo P&O la eficiencia desciende desde 97 % hasta 96.57 %. En cambio, su ciclo de trabajo asciende desde 42.7 % hasta 49.9 %. En la figura 5.23 se observa las curvas de potencia Po obtenidas con los dos algoritmos. Para el algoritmo INC la potencia (Po ) inicia en 461,5W y desciende hasta 402,43W . Por otro lado para P&O pasa de 452,1W hasta 394,60W . La energı́a calculada en el arreglo fotovoltaico (Epv ) es de 3,611kW h y la energı́a calculada a la salida del convertidor dc-dc (Eo ) es de 3,546kW h y 3,476kW h para INC y P&O respectivamente.. Figura 5.23: Potencia a la salida del convertidor dc-dc (Po ) obtenida mediante la implementación de los algoritmos INC y P&O..

(61) CAPÍTULO 5. SIMULACIONES Y ANÁLISIS DE LAS TÉCNICAS MPPT. 54. CASO V: En este caso de estudio la irradiancia varı́a en forma ascendente. En la figura 5.24 se observa la eficiencia y ciclo de trabajo obtenidos para los dos metodologı́a bajo estudio. Para el caso del INC la eficiencia asciende desde 96,65 % hasta 97,05 %. Por otro lado el ciclo de trabajo desciende desde 48,95 % hasta 41,6 %. Mientras que para el algoritmo P&O la eficiencia asciende desde 96.57 % hasta 97 %. En cambio, su ciclo de trabajo desciende desde 49.9 % hasta 42.7 %. En la figura 5.25 se observa las curvas de potencia Po obtenidas con los dos algoritmos. Para el algoritmo INC la potencia (Po ) inicia en 402,43W y asciende hasta 461,5W . Por otro lado para P&O pasa de 394,60W hasta 452,1W La energı́a calculada en el arreglo fotovoltaico (Epv ) es de 3,611kW h y la energı́a calculada a la salida del convertidor dc-dc (Eo ) es de 3,546kW h y 3,476kW h para INC y P&O respectivamente.. Figura 5.24: Eficiencia (a) y ciclo de trabajo (b) del convertidor Boost. En los 5 casos de estudio de variación de irradiancia, se puede notar que la energı́a a la salida del convertidor (Eo ) es menor cuando se usa el algoritmo de P&O, aún más que la energı́a obtenida del sistema cuando no se implementa una técnica MPPT. Esto sucede por el desplazamiento usado durante la trayectoria trazada por el algoritmo MPPT..

(62) CAPÍTULO 5. SIMULACIONES Y ANÁLISIS DE LAS TÉCNICAS MPPT. 55. Figura 5.25: Potencia a la salida del convertidor dc-dc (Po ) obtenida mediante la implementación de los algoritmos INC y P&O.. 5.6.. Mejoramiento de los algoritmos MPPT. Se propone un mejoramiento de los algoritmos MPPT aplicados en el Caso I. Esto se hace con el fin de demostrar que el algoritmo P&O puede mejorar su nivel de respuesta. Incluso se podrı́a mejorar la respuesta del algoritmo de INC aún cuando es el algoritmo que tiene las mejores respuestas en los 5 casos de estudio de irradiancia. Para lograr éstas mejoras se realiza el método de ensayo y error hasta que las respuestas sean adecuadas. En la tabla 5.3 se muestra los resultados obtenidos por los dos algoritmos la primera vez que se usaron y lo que se obtiene con el mejoramiento de los algoritmos MPPT, también se muestran los valores del sistema cuando no se usa MPPT, esto con el fin de garantizar que el sistema entregue mayor energı́a después de mejorar los algoritmos..

(63) CAPÍTULO 5. SIMULACIONES Y ANÁLISIS DE LAS TÉCNICAS MPPT. 56. Tabla 5.3: Datos obtenidos en el Caso I al mejorar las técnicas MPPT.. Caso I Sin MPPT INC P&O INC Mejorado P&O Mejorado n[ %] 96.91 96.96 96.91 97.01 97.01 D[ %] 44.1 43.35 44.45 42.4 42.45 Ppv [W] 455.23 455.23 455.23 455.23 455.23 Po [W] 441.24 447.23 438.38 454.8 454.4 En la figura 5.26 se muestra las curvas de eficiencia y ciclo de trabajo calculadas para el CASO I cuando se realiza una mejora a los algoritmos MPPT. Se observa como mejora la eficiencia para los dos algoritmos hasta un valor de 97.01 En la figura 5.27 se observa la curva de potencia del arreglo fotovoltaico con las curvas de potencia tanto del sistema sin MPPT como la de los algoritmos INC, P&O y las mejoras a los algoritmos. Cuando el nivel de irradiancia es muy bajo, la potencia en la carga es igual a cero.. Figura 5.26: Eficiencia (a) y ciclo de trabajo (b) del convertidor Boost..

(64) CAPÍTULO 5. SIMULACIONES Y ANÁLISIS DE LAS TÉCNICAS MPPT. 57. Figura 5.27: Curvas de potencia del arreglo fotovoltaico, el sistema sin MPPT y los algoritmos INC, P&O y el de P&O mejorado..

(65) Capı́tulo 6 Conclusiones Las técnicas MPPT son una solución práctica para el mejoramiento de las condiciones operativas de los sistemas solares fotovoltaicos ya que pueden estar basadas en métodos heurı́siticos de los cuales se pueden obtener buenos resultados sin que se tengan todas las consideraciones de los parámetros eléctricos del sistema como se estudió en el capı́tulo 4. A la salida del algoritmo P&O es necesario un controlador PI que elimine el rizado generado por el algoritmo cuando busca el MPP y se ajuste a una respuesta esperada. Los valores de kp y ki del controlador pueden ser calculados mediante el método de prueba y error hasta encontrar los valores más adecuados. El delta de desplazamiento en los algoritmos MPPT es de suma importancia para el correcto funcionamiento de un sistema solar fotovoltaico. Sı́ no se elige bien éste parámetro puede hacer que el sistema entregue menos potencia a la salida del convertidor dc-dc que cuando no se está usando una técnica MPPT. Cuando el algoritmo de P&O es usado en el CASO 1 se obtiene una eficiencia del 96.29 %, mientras que sin el MPPT se obtiene una eficiencia del 96.92 %. El algoritmo de P&O a pesar de tener el mismo delta de desplazamiento que INC, no alcanzó su nivel de eficiencia de 98.24 %. Por otro lado, cuando se mejoraron independiemente, es decir, al aplicar un delta de desplazamiento distinto a cada técnica MPPT, se logró una eficiencia del 99.81 % para ambas técnicas.. 58.

(66) CAPÍTULO 6. CONCLUSIONES. 6.1.. 59. Futuros trabajos de investigación. Como en este trabajo de grado sólo se consideró las técnicas MPPT para un sistema solar fotovoltaico aislado, se sugiere estudiar el desempeño de los algoritmos MPPT aplicados a un sistema conectado a la red eléctrica. Para determinar su efectvidad y viabilidad frente a los casos de estudio propuestos en este trabajo de grado, se propone explorar otras técnicas MPPT bajo las mismas condiciones en las que fueron estudiadas las de INC y P&O. Se sugiere estudiar el comportamiento de los algoritmos MPPT ante variaciones en la temperatura, ya que en este trabajo de grado se consideró constante y sólo se consideraron variaciones en la irradiancia captada por el arreglo fotovoltaico. Para determinar sı́ ocurren variaciones en el nivel de respuesta de los algoritmos MPPT, se propone considerar fallas en el arreglo fotovoltaico. Es importante extender el análisis de los algoritmos MPPT aplicados a un arreglo fotovoltaico de mayor capacidad, dado que en este trabajo sólo se consideró uno de 510W..