ES2919781T3 - Seguimiento del punto de máxima potencia para un sistema de conversión de potencia y método del mismo - Google Patents
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Abstract
Un sistema de conversión de potencia comprende una unidad MPPT, un bus de CC, un convertidor de potencia y un controlador convertidor. La unidad MPPT recibe una señal de corriente de retroalimentación y una señal de voltaje de retroalimentación de una fuente de alimentación y genera una señal de referencia MPPT basada al menos en parte en las señales de corriente de retroalimentación y de voltaje. El bus de CC recibe energía DC de la fuente de alimentación. El convertidor de potencia convierte la potencia de CC en el bus de CC a la alimentación de CA. El controlador convertidor recibe la señal de referencia MPPT de la unidad MPPT y una señal de retroalimentación de potencia de salida medida en una salida del convertidor de potencia; genera señales de control para la regulación de la potencia de CA y la extracción máxima de potencia basada al menos en parte en la señal de referencia MPPT y la señal de retroalimentación de potencia de salida; y envía las señales de control al convertidor de potencia. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)
Description
DESCRIPCIÓN
Seguimiento del punto de máxima potencia para un sistema de conversión de potencia y método del mismo ANTECEDENTES
Las realizaciones de la descripción se refieren generalmente a sistemas y métodos de conversión de potencia para convertir y proporcionar potencia eléctrica para alimentar un sistema eléctrico y, más particularmente, a sistemas y métodos de conversión de potencia con capacidad mejorada de seguimiento del punto de máxima potencia.
La energía renovable, como la energía solar generada mediante sistemas de generación de energía solar, se está convirtiendo en una fuente de energía cada vez mayor en todo el mundo. Un sistema típico de generación de energía solar incluye uno o más conjuntos fotovoltaicos (conjuntos PV) que tienen múltiples celdas solares interconectadas. Las celdas solares de los conjuntos PV convierten la energía solar en potencia de CC. Para interconectar la salida de los conjuntos PV a una red eléctrica, normalmente se utiliza un convertidor de potencia solar para cambiar la potencia de CC de los conjuntos PV a potencia de CA para alimentar una red eléctrica.
Existen varias configuraciones de convertidores de potencia solar para convertir la salida de potencia de CC de los conjuntos PV en potencia de CA. Una implementación de un convertidor de potencia solar tiene dos etapas que incluyen una etapa de convertidor de CC-CC y una etapa de convertidor de CC-CA. El convertidor de CC-CC controla el flujo de potencia de CC desde los conjuntos PV hacia un bus de CC. La etapa del convertidor de CC-CA convierte la potencia de CC suministrada al bus de CC en potencia de CA que se puede enviar a la red eléctrica. Los convertidores de potencia solar existentes utilizan además un controlador del convertidor de potencia para regular el convertidor de CC-CC y el convertidor de CC-CA para compensar diversas variables del sistema, como el voltaje del bus de CC y el voltaje y la frecuencia de la red de CA.
Debido a las características no lineales inherentes de las fuentes de potencia solar, no es fácil predecir con precisión el punto de funcionamiento óptimo de las fuentes de potencia solar. De este modo, casi todos los controles de los convertidores de potencia solar existentes están configurados con una función de seguimiento del punto de máxima potencia (MPPT) para garantizar que se extraiga la máxima potencia de la fuente de potencia solar durante el proceso de generación de potencia solar. La función MPPT puede lograrse implementando uno de una variedad de algoritmos MPPT como algoritmos de perturbación y observación (P&O) y algoritmos de conductancia incremental, por ejemplo. Cuando el sistema de conversión de potencia solar está conectado a una red eléctrica, la implementación de dichos algoritmos MPPT convencionales tiene algunas limitaciones. Un desafío es que puede ocurrir un desequilibrio de potencia en el bus de CC debido a que la potencia de salida MPPT es mayor que la potencia de salida del lado de la línea. De este modo, habrá problemas de sobrevoltaje en el bus de CC si el sistema de conversión de potencia no puede responder rápidamente para manejar la potencia adicional generada por la fuente de potencia. El desafío del desequilibrio de potencia puede volverse severo cuando el sistema de conversión de potencia está conectado a una red eléctrica débil que puede tener grandes variaciones de voltaje y de frecuencia. El documento de Samagkool K. titulado “et al”: "Maximum Power Point Tracking Using Neural Networks for Grid-Connected Photovoltaic System", se refiere a una técnica para el seguimiento del punto de máxima potencia (MPPT) que utiliza un sistema que comprende un convertidor elevador y un inversor monofásico conectado a la red pública. El control MPPT se basa en la salida de una red neuronal de propagación hacia atrás que recibe entradas de un conjunto fotovoltaico y proporciona salidas para controlar un interruptor del convertidor de arranque.
El documento EP 2328262 se refiere a un aparato y un método para que los sistemas de CC/CA pasen a través de los transitorios de la red.
Por lo tanto, es deseable proporcionar sistemas y métodos para abordar, al menos, algunos de los problemas mencionados anteriormente.
BREVE DESCRIPCIÓN
La invención se define por el contenido de las reivindicaciones independientes 1 y 7. Las realizaciones preferidas se exponen en las reivindicaciones dependientes 2 a 6.
DIBUJOS
Estas y otras características, aspectos, y ventajas de la presente descripción se entenderán mejor cuando se lea la siguiente descripción detallada con referencia a los dibujos adjuntos, en los que los mismos caracteres representan partes iguales a lo largo de los dibujos, en donde:
La FIGURA 1 es un diagrama de bloques esquemático de un sistema de conversión de potencia solar de acuerdo con una realización de ejemplo de la presente descripción.
La FIGURA 2 es un diagrama de control implementado por un controlador del lado de la línea mostrado en la FIGURA 1 de acuerdo con una realización de ejemplo de la presente descripción.
La FIGURA 3 es un diagrama de control detallado de un regulador de potencia activa en asociación con un circuito MPPT mostrado en la FIGURA 2 de acuerdo con una realización de ejemplo de la presente descripción.
La FIGURA 4 es un diagrama de control detallado de un regulador de potencia activa en asociación con un circuito MPPT mostrado en la FIGURA 2 de acuerdo con otra realización de ejemplo de la presente descripción.
La FIGURA 5 es un diagrama de control detallado de un regulador de potencia activa en asociación con un circuito MPPT mostrado en la FIGURA 2 de acuerdo con otra realización más de ejemplo de la presente descripción.
La FIGURA 6 es un diagrama de control detallado de un controlador del lado PV mostrado en la FIGURA 1 de acuerdo con una realización de ejemplo de la presente descripción.
La FIGURA 7 es un diagrama de control detallado de un controlador del lado PV mostrado en la FIGURA 1 de acuerdo con otra realización de ejemplo de la presente descripción.
La FIGURA 8 es un diagrama de control detallado de un controlador del lado PV mostrado en la FIGURA 1 de acuerdo con otra realización más de ejemplo de la presente descripción.
La FIGURA 9 es un diagrama de control detallado de un controlador del lado PV mostrado en la FIGURA 1 de acuerdo con otra realización más de ejemplo de la presente descripción.
La FIGURA 10 es un diagrama de flujo de un método para una implementación mejorada del seguimiento del punto de máxima potencia para un sistema de conversión de potencia solar de acuerdo con una realización de ejemplo de la presente descripción.
La FIGURA 11 es una gráfica que ilustra la potencia PV frente al voltaje PV de una fuente de potencia solar de acuerdo con una realización de ejemplo de la presente descripción.
DESCRIPCIÓN DETALLADA
Las realizaciones descritas en la presente memoria se refieren, en general, a sistemas de conversión de potencia operativos con capacidad mejorada de seguimiento del punto de máxima potencia (MPPT). Como se usa en la presente memoria, "capacidad MPPT" se refiere a una estructura o esquema de control implementado en software o hardware para encontrar un punto operativo de una fuente de potencia solar donde puede extraerse la máxima potencia de la fuente de potencia solar. Más particularmente, la implementación de la capacidad MPPT descrita en la presente memoria se basa en una estructura o esquema de control de la fuente de voltaje. Como se usa en la presente memoria, “estructura o esquema de control de la fuente de voltaje” se refiere a una realización de control en donde uno de los parámetros de control principales es el voltaje de CA que incluye un comando de la magnitud del voltaje y un comando del ángulo de fase del sistema de conversión de potencia. Además, en función de la estructura de control de la fuente de voltaje, la capacidad MPPT se implementa para garantizar que la generación de potencia MPPT se coordine con la potencia de salida del lado de la línea. De este modo, el sistema de conversión de potencia puede implementarse sin utilizar un dispositivo de almacenamiento de energía adicional que normalmente está presente en un sistema de conversión de potencia solar convencional y se utiliza para almacenar la potencia adicional generada a partir de la fuente de potencia solar.
A continuación se describirán una o más realizaciones específicas de la presente descripción. En un esfuerzo por proporcionar una descripción concisa de estas realizaciones, no todas las características de una implementación real se describen en la especificación. Debe tenerse en cuenta que en el desarrollo de cualquier implementación real, como en cualquier proyecto de ingeniería o diseño, se deben tomar numerosas decisiones específicas de la implementación para lograr los objetivos específicos de los desarrolladores, como el cumplimiento de las restricciones relativas al sistema y relativas al negocio, que pueden variar de una implementación a otra. Además, debe apreciarse que dicho esfuerzo de desarrollo podría ser complejo y requerir mucho tiempo, pero no obstante sería una tarea rutinaria de diseño, fabricación y manufactura para aquellos con conocimientos ordinarios que se benefician de esta descripción.
A menos que se defina de otro modo, los términos técnicos y científicos utilizados en la presente memoria tienen el mismo significado que comúnmente entiende alguien con un conocimiento ordinario en la técnica a la que pertenece esta descripción. Los términos "primero", "segundo", y similares, como se usan en la presente memoria, no denotan ningún orden, cantidad, o importancia, sino que se utilizar para distinguir un elemento de otro. Además, los términos "un" y "una" no denotan una limitación de cantidad, sino que denotan la presencia de, al menos, uno de los elementos a los que se hace referencia. El término "o" pretende ser inclusivo y significa uno o todos los elementos enumerados. El uso de "incluido", "que comprende" o "que tiene" y sus variaciones en la presente memoria pretenden abarcar los elementos enumerados a continuación y sus equivalentes, así como elementos adicionales. Los términos "conectado" y "acoplado" no se limitan a conexiones o acoplamientos físicos o mecánicos, y pueden incluir conexiones o acoplamientos eléctricos, ya sean directos o indirectos. Además, los términos "circuito" y "circuitería" y "controlador" pueden incluir un solo componente o una pluralidad de componentes, que son activos y/o pasivos y están conectados o acoplados de otro modo (p. ej., como uno o más chips de circuitos integrados) para proporcionar la función descrita.
La FIGURA 1 ilustra un diagrama de bloques de un sistema 10 de conversión de potencia de acuerdo con una realización de ejemplo de la presente descripción. El uso del término "de ejemplo" simplemente define que es un
ejemplo de implementación de la presente descripción. En adelante, para comprender mejor el mejor modo de la presente descripción, el sistema 10 de conversión de potencia se ilustra y describe como un sistema de conversión de potencia solar. Sin embargo, una persona que tiene un conocimiento ordinario en la técnica comprenderá fácilmente que una o más realizaciones descritas en la presente memoria no deben limitarse a aplicaciones solares, ya que ciertos aspectos de la descripción pueden aplicarse de manera similar a otros sistemas de conversión de potencia, incluidos los sistemas de celdas de combustible, sistemas de potencia eólica, y sistemas de potencia mareomotriz, por ejemplo.
En general, el sistema 10 de conversión de potencia solar incluye un convertidor 14 de potencia solar configurado para interactuar entre una fuente 12 de potencia solar y una red eléctrica 18. Más específicamente, el convertidor 14 de potencia solar se configura para convertir la potencia en forma de voltaje o corriente de corriente continua (CC) (en adelante denominada potencia de CC) generada a partir de una fuente 12 de potencia solar, en potencia en forma de voltaje o corriente de corriente alterna (CA) (en adelante denominada potencia de CA) adecuada para alimentar un sistema eléctrico mostrado como red eléctrica 18. En una realización, la fuente 12 de potencia solar puede incluir uno o más conjuntos fotovoltaicos (conjuntos PV) que tienen múltiples celdas solares interconectadas que pueden convertir la energía solar en potencia de CC a través del efecto fotovoltaico. En una realización, el sistema eléctrico 18 puede comprender una red eléctrica de CA, y el sistema de conversión de potencia solar se configura para entregar potencia de CA trifásica con una frecuencia y magnitud adecuadas a la red eléctrica 18 de CA.
En una implementación, el convertidor 14 de potencia mostrado en la FIGURA 1 se basa en una estructura de dos etapas que incluye un convertidor 142 del lado fotovoltaico y un convertidor 144 del lado de la línea. El convertidor 142 del lado fotovoltaico puede comprender un convertidor de CC-CC, como un convertidor elevador de CC-CC, que aumenta un voltaje de CC recibido de la fuente 12 de potencia y emite un voltaje de CC más alto en un bus 146 de CC. El bus 146 de CC puede incluir uno o más condensadores acoplados en paralelo o en serie para mantener el voltaje del bus 146 de CC a cierto nivel, y de este modo puede gestionarse el flujo de energía desde el bus 146 de CC a la red eléctrica 18. El convertidor 144 del lado de la línea puede comprender un inversor de CC-CA que convierte el voltaje de CC en el bus 146 de CC a un voltaje de CA adecuado para alimentar a la red eléctrica 18 de CA. En otras implementaciones, el convertidor 14 de potencia puede basarse en una estructura de convertidor de una sola etapa que incluye un convertidor de CC-CA para convertir el voltaje de CC en un bus de CC en voltaje de CA con una frecuencia y una magnitud de voltaje adecuadas para alimentar la red eléctrica 18. Tanto en la realización de una como en la de varias etapas, el convertidor 14 de potencia se controla para proporcionar tanto regulación de potencia de CA como extracción de máxima potencia. Como se usa en la presente memoria, "regulación de potencia de CA" significa regular la potencia activa o la salida de potencia reactiva del convertidor de potencia según la potencia activa o las señales de comando de la potencia activa, y "extracción de potencia máxima" significa mover dinámicamente el punto de funcionamiento de la fuente de potencia solar a su punto más alto en la curva de potencia (que puede cambiar en respuesta a cambios ambientales como la irradiación y los cambios de temperatura) para tener la máxima cantidad de potencia de salida de la fuente de potencia solar.
En una implementación, el sistema 10 de conversión de potencia que se muestra en la FIGURA 1 comprende además un controlador 16 del convertidor de potencia configurado para regular la salida de potencia PV de la fuente 12 de potencia solar y regular la potencia activa o potencia reactiva a la salida del convertidor 144 del lado de la línea. En una implementación, correspondiente a la estructura del convertidor de dos etapas descrita anteriormente, el controlador 16 del convertidor de potencia se configura para tener un controlador 162 del lado PV y un controlador 164 del lado de la línea. El controlador 162 del lado PV se configura para enviar señales 166 de control del lado PV al convertidor 142 del lado PV para regular la salida de potencia PV de la fuente 12 de potencia solar según varias señales de comando y señales de retroalimentación. El controlador 164 del lado de la línea se configura para enviar señales 168 de control del lado de la línea al convertidor 144 del lado de la línea para regular la salida de potencia activa o potencia reactiva del convertidor 144 del lado de la línea según varias señales de comando y señales de retroalimentación. El convertidor 142 del lado PV puede comprender cualquier tipo de topología de convertidor, como un convertidor de medio puente, un convertidor de puente completo, o un convertidor de contrafase. El convertidor 144 del lado de la línea puede comprender cualquier tipo de topología de convertidor de CC a CA, como un convertidor de 2 niveles o un convertidor de 3 niveles. El convertidor 142 del lado PV y el convertidor 144 del lado de la línea pueden comprender una pluralidad de dispositivos de conmutación semiconductores (no mostrados), incluyendo pero no limitado a, tiristores conmutados de puerta integrada (IGCTs) y transistores bipolares de puerta aislada (IGBTs). Los dispositivos de conmutación se encienden y apagan en respuesta a las señales 166 de control del lado PV y a las señales 168 de control del lado de la línea, respectivamente. Aunque se ilustran dos controladores 162, 164, en otras realizaciones, puede utilizarse un solo controlador para controlar tanto el convertidor 142 del lado PV como el convertidor 144 del lado de la línea.
En una implementación, el sistema 10 de conversión de potencia mostrado en la FIGURA 1 puede comprender además un filtro 22 del lado PV que tiene uno o más elementos capacitivos e inductivos para eliminar los componentes de ondulación de la salida de potencia de CC de la fuente 12 de potencia solar y bloquear las señales de ondulación transmitidas desde el convertidor 142 del lado fotovoltaico a la fuente 12 de potencia solar. El sistema 10 de conversión de potencia puede incluir además un filtro 24 del lado de la línea que tiene uno o más elementos
inductivos o elementos capacitivos (no mostrados) para eliminar las señales armónicas para cada fase de la salida de potencia de CA trifásica del convertidor 144 del lado de la línea.
En una implementación, el controlador 162 del lado PV recibe una señal 156 de retroalimentación de voltaje de CC medida por un sensor de voltaje de CC colocado en la salida del bus 146 de CC. El controlador 162 del lado PV recibe además una señal 292 de comando del voltaje de CC. El controlador 162 del lado PV ajusta las señales 166 de control del lado PV según la señal 156 de retroalimentación de voltaje de CC y la señal 292 de comando del voltaje de CC, para controlar el voltaje de CC que aparece en el bus 146 de CC. En realizaciones alternativas, como se muestra en la línea discontinua 292 apuntando al controlador 164 del lado de la línea, el controlador 164 del lado de la línea puede ser, alternativa o adicionalmente, responsable de controlar el voltaje de CC que aparece en el bus 146 de CC. Más específicamente, el controlador 164 del lado de la línea recibe la señal 156 de retroalimentación de voltaje de CC y la señal 292 de comando del voltaje de CC. En una realización, el controlador 164 del lado de la línea ajusta las señales 168 de control del lado de la línea según una señal de error de voltaje de CC obtenida al restar la señal 156 de retroalimentación de voltaje de CC de la señal 292 de comando del voltaje de CC.
En una implementación, el sistema 10 de conversión de potencia mostrado en la FIGURA 1 comprende además un circuito 26 de seguimiento del punto de máxima potencia (MPPT). Con fines ilustrativos, se muestra que el circuito MPPT 26 está ubicado en el exterior del controlador 16 del convertidor de potencia. Alternativamente, el circuito MPPT 26 puede configurarse dentro del controlador 16 del convertidor de potencia, o más específicamente, configurado dentro del controlador 162 del lado PV. En una realización, el circuito MPPT 26 puede implementar un algoritmo MPPT para extraer la máxima potencia de la fuente 12 de potencia solar.
Como se muestra en la FIGURA 1, el circuito MPPT 26 está en comunicación eléctrica con la fuente 12 de potencia solar, el controlador 162 del lado PV, y el controlador 164 del lado de la línea. En operaciones normales, el circuito MPPT 26 recibe una señal 112 de corriente de CC de retroalimentación y una señal 114 de voltaje de CC de retroalimentación de la fuente 12 de potencia solar. Las señales 112, 114 de voltaje y corriente de CC de retroalimentación pueden medirse mediante un sensor 28 de corriente y un sensor 32 de voltaje colocados a la salida de la fuente 12 de energía solar. El circuito MPPT 26 implementa el algoritmo MPPT y genera una serie de señales 158 de referencia, que pueden incluir señales de referencia de corriente, señales de referencia de tensión, o señales de referencia de potencia, por ejemplo. En una realización, las señales 158 de referencia generadas desde el circuito MPPT 26 se suministran al controlador 164 del lado de la línea. En este caso, la perturbación MPPT se agrega al controlador 164 del lado de la línea. El controlador 164 del lado de la línea ajusta las señales 168 de control del lado de la línea para el convertidor 144 del lado de la línea según las señales 158 de referencia para garantizar que se extraiga la máxima potencia de la fuente 12 de potencia solar. Además, como el convertidor 144 del lado de la línea se controla según las señales 158 de referencia del circuito MPPT 26, la potencia de salida del convertidor 144 del lado de la línea y la potencia de salida de la fuente 12 de potencia solar están coordinadas de modo que, al menos, pueda lograrse el beneficio del equilibrio de potencia sin tener demasiada tensión en el bus 146 de CC. En otras realizaciones, las señales 158 de referencia generadas desde el circuito MPPT 26 pueden agregarse opcionalmente al controlador 162 del lado PV, lo que puede tener la ventaja de proporcionar una respuesta más rápida a la perturbación MPPT.
La FIGURA 2 ilustra una parte de un diagrama de control general del controlador 164 del lado de la línea de acuerdo con una realización de ejemplo de la presente descripción. Los bloques funcionales ilustrados en la FIGURA 2 pueden implementarse en hardware o software o una combinación de los mismos. En aplicaciones prácticas, el controlador 164 del lado de la línea puede implementarse mediante un microcontrolador o un procesador de señal digital (DSP). En general, el controlador 164 del lado de la línea mostrado en la FIGURA 2 está construido para tener una estructura de control de fuente de voltaje. En función de la estructura de control de la fuente de voltaje, la potencia activa y la potencia reactiva real a la salida del convertidor 144 del lado de la línea pueden regularse según la potencia activa y reactiva comandada. En la realización ilustrada, el controlador 164 del lado de la línea incluye un regulador 210 de potencia activa, un regulador 220 de potencia reactiva o VAR, y un generador 240 de señales.
El regulador 210 de potencia activa mostrado en la FIGURA 2 se configura para regular la salida de potencia activa del convertidor 144 del lado de la línea según la potencia activa comandada. Más específicamente, en una realización, el regulador 210 de potencia activa recibe una señal 214 de retroalimentación de potencia y una señal 212 de comando de la potencia MPPT y genera una señal 216 de comando del ángulo de fase. La señal 212 de comando de potencia MPPT representa la potencia deseada para ser entregada entre el terminal de salida del convertidor 144 del lado de la línea (ver FIGURA 1) y la red 18. La señal 214 de retroalimentación de potencia es la potencia real medida entregada entre el terminal de salida del convertidor 144 del lado de la línea y la red 18. En una realización, la señal 214 de retroalimentación de potencia puede obtenerse multiplicando una señal 154 de corriente de retroalimentación y una señal 152 de voltaje de retroalimentación que pueden obtenerse, por ejemplo, de un sensor 34 de corriente y de un sensor 36 de voltaje colocados entre el convertidor 144 del lado de la línea y la red 18 (FIGURA 1). En una realización, la señal 216 de comando del ángulo de fase representa un ángulo de fase deseado de la salida de voltaje de CA del convertidor 144 del lado de la línea.
Con referencia continua a la FIGURA 2, el regulador 220 de potencia reactiva se configura para regular la salida de potencia reactiva del convertidor 144 del lado de la línea según la potencia reactiva comandada. Más específicamente, en una realización, el regulador 220 de potencia reactiva recibe una señal 224 de retroalimentación de potencia reactiva y una señal 222 de comando de la potencia reactiva y genera una señal 226 de comando de la magnitud del voltaje. La señal 222 de comando de la potencia reactiva representa la potencia reactiva deseada entregada entre la salida en un punto de acoplamiento común (un punto donde el sensor 34 de corriente y el sensor 36 de voltaje están acoplados) y la red 18 y puede ser dictada por un operador de la red. La señal 224 de retroalimentación de potencia reactiva es la potencia reactiva medida real entregada entre la salida del convertidor 144 del lado de la línea y la red 18. La señal 224 de retroalimentación de potencia reactiva puede obtenerse multiplicando una señal 154 de corriente de retroalimentación y una señal 152 de voltaje de retroalimentación (véase la FIGURA 1). La señal 226 de comando de la magnitud del voltaje representa una magnitud de voltaje deseada de la salida de voltaje de CA del convertidor 144 del lado de la línea. En una realización, el regulador 220 de potencia reactiva puede comprender un elemento de suma (no mostrado) para producir una señal de error de potencia reactiva restando la señal 224 de retroalimentación de potencia reactiva de la señal 222 de comando de la potencia reactiva. El regulador 220 de potencia reactiva puede comprender además un regulador VAR y un regulador de voltaje (no mostrado) para generar la señal 226 de comando de la magnitud del voltaje utilizando la señal de error de potencia reactiva resultante.
Con referencia continua a la FIGURA 2, el generador 240 de señales se configura para generar señales 168 de control del lado de la línea para el convertidor 144 del lado de la línea según la señal 216 de comando del ángulo de fase y la señal 226 de comando de la magnitud del voltaje. En una implementación, el generador 240 de señales puede ser un generador de señales de modulación por ancho de pulsos (PWM) para generar las señales 168 de control del lado de la línea en el patrón PWM para el convertidor 144 del lado de la línea.
La FIGURA 3 ilustra un diagrama de control más detallado del circuito MPPT 26 y del regulador 210 de potencia activa mostrados en la FIGURA 2 de acuerdo con una realización de la presente descripción. En la realización ilustrada, el circuito MPPT 26 incluye una unidad 262 de cálculo de la potencia PV y una unidad 264 de referencia MPPT. La unidad 262 de cálculo de la potencia PV se utiliza para calcular una potencia real actualmente obtenida de la fuente 12 de potencia solar multiplicando la señal 112 de corriente de CC y la señal 114 de voltaje de CC. La unidad 264 de referencia MPPT se utiliza para recibir la señal 266 de potencia PV de retroalimentación y generar una señal 268 de referencia de potencia MPPT basada, al menos, en la señal 266 de potencia PV de retroalimentación. Más específicamente, la señal 268 de referencia de potencia MPPT se genera comparando la señal 266 de potencia PV de retroalimentación con una señal de potencia de referencia anterior. Como se utiliza en la presente memoria, "señal de potencia de referencia anterior" es una señal generada a partir de la implementación del algoritmo MPPT y se utiliza para indicar una potencia objetivo que se espera extraer de la fuente 10 de potencia solar. Si se determina que la diferencia absoluta entre la potencia PV de retroalimentación y la potencia de referencia anterior es menor que un valor umbral predeterminado, la señal 268 de referencia de potencia MPPT se genera sumando la potencia PV de retroalimentación obtenida actualmente con un valor de paso de potencia predeterminado. Como se menciona aquí, el "valor de paso de potencia predeterminado" puede ser un valor de potencia fijo o un valor de potencia variable dependiendo de los requisitos del sistema y de las aplicaciones. Si se determina que la diferencia absoluta entre la potencia PV de retroalimentación y la potencia de referencia anterior es mayor que el valor umbral predeterminado, la señal 268 de referencia de potencia MPPT se genera restando un valor de paso de potencia predeterminado de la potencia PV de retroalimentación obtenida actualmente.
Como se muestra además en la FIGURA 3, la señal 268 de referencia de potencia MPPT generada desde el circuito MPPT 26 se suministra a un elemento 250 de suma del regulador 210 de potencia activa. El elemento 250 de suma resta la señal 214 de retroalimentación de potencia de la señal 268 de referencia de potencia MPPT y proporciona una señal 252 de error de potencia que representa una diferencia entre la señal 268 de referencia de potencia MPPT y la señal 214 de retroalimentación de potencia. La señal 252 de error de potencia se suministra a un regulador 254 de potencia del regulador 210 de potencia activa, en donde el regulador 254 de potencia genera una señal 256 de comando de la frecuencia según la señal 252 de error de potencia diseñada para conducir la señal de error de potencia hacia cero. La señal 256 de comando de la frecuencia se suministra a un generador 270 de ángulo de fase del regulador 210 de potencia activa, en donde el generador 270 de ángulo de fase genera una señal 216 de comando del ángulo de fase según la señal 256 de comando de la frecuencia. En una implementación, el generador 270 de ángulo de fase puede utilizar elementos de integración para integrar la señal 256 de comando de la frecuencia para generar la señal 216 de comando del ángulo de fase.
La FIGURA 4 ilustra un diagrama de control más detallado del circuito MPPT 26 y del regulador 210 de potencia activa mostrados en la FIGURA 2 de acuerdo con otra realización de la presente descripción que incluye además una unidad 265 de mapeo y referencia MPPT configurada para generar una señal 267 de referencia de corriente MPPT según la señal 266 de retroalimentación de potencia PV calculada por la unidad 262 de cálculo de potencia PV. Además, un elemento 232 de multiplicación se incluye en el regulador 210 de potencia activa, en donde el elemento 232 de multiplicación produce una señal 234 de referencia de potencia MPPT multiplicando la señal 267 de referencia de corriente MPPT y la señal 114 de voltaje PV de retroalimentación. Similar al contenido descrito
anteriormente con respecto a la FIGURA 3, la señal 234 de referencia de potencia MPPT se utiliza entonces para la generación de la señal 256 de comando de la frecuencia y la señal 216 de comando del ángulo de fase.
La FIGURA 5 ilustra un diagrama de control más detallado del circuito MPPT 26 y del regulador 210 de potencia activa mostrados en la FIGURA 2 de acuerdo con otra realización más de la presente descripción. En el diagrama de control ilustrado en la FIGURA 5, la unidad 265 de mapeo y referencia MPPT en el circuito MPPT 26 se configura para generar una 269 señal de referencia de voltaje MPPT según la señal 266 de retroalimentación de potencia PV. La señal 269 de referencia de voltaje MPPT se multiplica con la señal 112 de retroalimentación de corriente PV por el elemento 232 de multiplicación para la generación de la señal 234 de referencia de potencia PV MPPT, que se utiliza además para generar la señal 256 de comando de la frecuencia y la señal 216 de comando del ángulo de fase.
La FIGURA 6 ilustra un diagrama de control detallado del controlador 162 del lado PV mostrado en la FIGURA 1 de acuerdo con una realización de la presente descripción. Como se describió anteriormente, en un aspecto, el controlador 162 del lado PV es responsable de regular el voltaje de CC que aparece en el bus 146 de CC. El controlador 162 del lado PV incluye un primer elemento 320 de suma, un controlador 324 del voltaje de CC, una unidad 328 de mapeo, un segundo elemento 331 de suma, y un regulador 358 de corriente PV. Como se muestra en la FIGURA 6, en el bucle 321 de voltaje externo, se suministra una señal 156 de retroalimentación de voltaje de CC al primer elemento 320 de suma y se resta de la señal 292 de comando del voltaje de CC para producir una señal 322 de error de voltaje de CC que representa una diferencia entre la señal 292 de comando del voltaje de CC y la señal 156 de retroalimentación de voltaje de CC. La señal 292 de comando del voltaje de CC representa un voltaje de CC deseado para lograr en el bus 146 de CC. La señal 322 de error de voltaje de CC está regulada por el controlador 324 del voltaje de CC para generar una señal 326 de comando de la potencia PV. Según la señal 326 de comando de la potencia PV, una señal 332 de comando de la corriente PV es mapeada por la unidad 328 de mapeo. Como se usa en la presente memoria, "mapeado" se refiere a obtener una señal de comando de la corriente PV en una curva de potencia según una señal de comando de la potencia PV. Como se muestra además en la FIGURA 6, en el bucle 333 de corriente interno, la señal 112 de retroalimentación de corriente PV se suministra al segundo elemento 331 de suma y se resta de la señal 332 de comando de la corriente PV. La señal 334 de error de corriente PV resultante del segundo elemento 331 de suma está regulada por el regulador 358 de corriente PV para generar las señales 166 de control del lado PV para el convertidor 142 del lado PV.
La FIGURA 7 ilustra un diagrama de control detallado del controlador 162 del lado PV mostrado en la FIGURA 1 de acuerdo con otra realización de la presente descripción. En el diagrama de control ilustrado en la FIGURA 7, se incluye además un control de avance. Más específicamente, en una realización, una señal 268 de referencia de potencia MPPT generada desde el circuito MPPT 26 se agrega al bucle 321 de voltaje externo. En una realización, la señal 268 de referencia de potencia MPPT es generada por la unidad de referencia MPPT 264 según la señal 266 de retroalimentación de potencia PV como se discutió anteriormente con respecto a la FIGURA 3. La señal 268 de referencia de potencia MPPT se suministra a un tercer elemento 330 de suma en el bucle exterior 321. La señal 268 de referencia de potencia MPPT se combina con la señal 326 de comando de la potencia PV para producir una señal 344 de comando de la potencia PV combinada. Similar al contenido descrito anteriormente con respecto a la FIGURA 6, la señal 344 de comando de la potencia PV combinada se utiliza entonces para la generación las señales 166 de control del lado PV. Puede entenderse que al agregar el control de avance, el control MPPT puede responder más rápidamente para encontrar el punto de operación óptimo de la fuente 12 de potencia solar (FIGURA 1). Además, con el control de avance, se proporciona una mayor coordinación al controlador 162 del lado PV y al controlador 164 del lado de la línea, de modo que el bus 146 de CC puede tener menos tensión de voltaje.
La FIGURA 8 ilustra un diagrama de control detallado del controlador 162 del lado PV mostrado en la FIGURA 1 de acuerdo con otra realización más de la presente descripción. En la realización de la FIGURA 8, se utiliza una señal 267 de referencia de corriente MPPT para el control de avance en lugar de la señal 268 de referencia de potencia MPPT como se describió con respecto a la FIGURA 7. Más específicamente, la señal 267 de referencia de corriente MPPT se genera a partir de una unidad 265 de mapeo y referencia MPPT del circuito MPPT 26 según la señal 266 de retroalimentación de potencia PV. Otra diferencia es que el controlador 324 del voltaje de CC mostrado en la FIGURA 8 se configura para generar una señal 332 de comando de la corriente PV en lugar de una señal de comando de la potencia PV. La señal 332 de comando de la corriente PV se suministra a un elemento 354 de suma para su combinación con la señal 267 de referencia de corriente MPPT, y se produce una señal 356 de comando de la corriente PV combinada. La señal 356 de comando de la corriente PV combinada está regulada por el regulador 359 de corriente PV para la generación de las señales 166 de control del lado PV para el convertidor 142 del lado PV.
La FIGURA 9 ilustra un diagrama de control detallado del controlador 162 del lado PV mostrado en la FIGURA 1 de acuerdo con otra realización más de la presente descripción. El controlador 324 del voltaje de CC mostrado en la FIGURA 9 está configurado para generar una señal 362 de comando del voltaje PV en lugar de una señal de comando de la potencia o la corriente PV. En consecuencia, el circuito MPPT 26 utiliza una unidad 265 de mapeo y referencia MPPT para suministrar una señal 269 de referencia de voltaje MPPT a un elemento 364 de suma para su combinación con la señal 362 de comando del voltaje PV. La señal 366 de comando del voltaje PV combinada está
regulada por el regulador 336 de voltaje PV para la generación de las señales 166 de control del lado PV para el convertidor 142 del lado PV.
La FIGURA 10 ilustra un diagrama de flujo de un método para rastrear un punto de funcionamiento óptimo de una fuente de potencia solar donde puede extraerse la máxima potencia de acuerdo con una realización de ejemplo. El método 3000 puede programarse con instrucciones de software almacenadas en un medio legible por ordenador, que cuando son ejecutadas por un procesador, realizan varios pasos del método 3000. El medio legible por ordenador puede incluir medios volátiles y no volátiles, extraíbles y no extraíbles, implementados en cualquier método o tecnología. El medio legible por ordenador incluye, entre otros, RAM, ROM, EEPROM, memoria flash u otra tecnología de memoria, CD-ROM, discos versátiles digitales (DVD) u otro almacenamiento óptico, casetes magnéticos, cinta magnética, almacenamiento en disco magnético u otros dispositivos de almacenamiento magnético, o cualquier otro medio no transitorio que pueda utilizarse para almacenar la información deseada y al que pueda acceder un sistema de ejecución de instrucciones.
En una implementación, el método 3000 puede comenzar en el bloque 3002. En el bloque 3002, se obtienen una señal 114 de voltaje PV de retroalimentación y una señal 112 de corriente PV de retroalimentación de una fuente 12 de potencia solar (ver FIGURA 1). En una implementación, la señal 114 de voltaje PV de retroalimentación y la señal 112 de corriente PV de retroalimentación son señales de CC y se obtienen mediante un sensor 28 de corriente 28 y un sensor 32 de voltaje (ver FIGURA 1) respectivamente.
En el bloque 3004, se calcula una potencia PV de retroalimentación de la 12 fuente de potencia solar. En una implementación, la potencia PV de retroalimentación de la fuente 12 de potencia solar se calcula multiplicando la señal 114 de voltaje PV de retroalimentación y la señal 112 de corriente PV de retroalimentación obtenida en el bloque 3002.
En el bloque 3006, se calcula una diferencia entre la potencia PV de retroalimentación calculada y una potencia PV de referencia. En una implementación, la potencia PV de referencia puede almacenarse en un elemento de memoria en asociación con el circuito MPPT 26 y representa la potencia PV esperada que se extraerá de la fuente 12 de potencia solar. En una realización, se calcula un valor de diferencia absoluto entre la potencia PV de retroalimentación calculada y la potencia PV de referencia en el bloque 3006.
En el bloque 3008, se determina si la diferencia de potencia calculada en el bloque 3006 satisface un criterio predeterminado. En una implementación, la diferencia de energía calculada se determina si es menor que un valor umbral. Si la diferencia de energía calculada es menor que el valor umbral, indica que la potencia de retroalimentación PV obtenida actualmente sigue a la potencia de referencia anterior, y la señal de referencia de potencia debe aumentarse. Después de esta determinación positiva, el procedimiento pasa al bloque 3012. Si la diferencia de potencia calculada es mayor que el valor umbral, indica que la potencia de retroalimentación PV obtenida actualmente no sigue a la potencia de referencia anterior, y la señal de referencia de potencia debe reducirse. Después de esta determinación negativa, el procedimiento pasa entonces al bloque 3014.
En el bloque 3012, la señal de potencia de referencia se actualiza aumentando un valor de paso de la potencia predeterminado. En una realización, el valor de paso de la potencia predeterminado es fijo. En otras realizaciones, el valor de paso de la potencia predeterminado puede ser variable. Refiriéndose a la FIGURA 11, se ilustra una curva 410 de potencia PV como una función del voltaje PV. La curva 410 tiene un punto de funcionamiento óptimo en A5 donde puede extraerse la máxima potencia de la fuente 12 de potencia solar. En un primer caso, la fuente 10 de potencia solar puede partir de un primer punto A1 de funcionamiento en el lado derecho de la curva 410. En el primer punto A1 de funcionamiento, la fuente 12 de potencia solar tiene una potencia PV real de P1. Debido a que el primer punto A1 de funcionamiento está ubicado lejos del punto A5 de funcionamiento óptimo, para reducir el tiempo de búsqueda, un primer paso AP1 de potencia que tiene un valor relativamente mayor puede utilizarse para hacer una perturbación de potencia. Es decir, la señal de potencia de referencia se actualiza agregando la potencia PV real de P1 con el primer paso de potencia. Como indica la flecha 412, el punto de funcionamiento puede moverse de A1 a A2 después de la perturbación de potencia con el primer paso de potencia. En un segundo caso, la fuente 12 de potencia solar puede comenzar en un tercer punto A3 de funcionamiento en el lado izquierdo de la gráfica 410. En el tercer punto A3 de funcionamiento, la fuente 12 de potencia solar tiene una potencia PV real de P3. Debido a que el tercer punto A3 de funcionamiento se encuentra cerca del punto A5 de funcionamiento óptimo, para evitar problemas de oscilación alrededor del punto A5 de funcionamiento óptimo, se utiliza un segundo paso AP2 de potencia, que tiene un valor relativamente más pequeño, para agregar con la potencia PV real de P2 , para obtener una nueva señal de potencia de referencia. Como indica la flecha 414, el punto de funcionamiento puede moverse de A3 a A4 después de la perturbación de potencia con el segundo paso de potencia.
En el bloque 3014, la señal de potencia de referencia se actualiza disminuyendo un valor de paso de la potencia predeterminado. De manera similar, como se describió anteriormente en el bloque 3012, el valor de paso de la potencia predeterminado puede ser fijo o variable dependiendo de los requisitos prácticos como el tiempo de búsqueda y los requisitos de precisión. Más específicamente, la señal de potencia de referencia se genera restando un valor de paso de la potencia predeterminado de la potencia PV de retroalimentación obtenida actualmente.
En el bloque 3016, la señal de potencia de referencia actualizada se transmite al bloque 3006 para más cálculos de diferencia de potencia.
Si bien la invención se ha descrito con referencia a las realizaciones de ejemplo, los expertos en la técnica entenderán que pueden realizarse varios cambios y pueden sustituirse los equivalentes por elementos de los mismos sin apartarse del alcance de la invención, que está definido por las reivindicaciones adjuntas. Además, pueden realizarse muchas modificaciones para adaptar una situación o material particular a las enseñanzas de la invención sin apartarse del alcance de la misma. Por lo tanto, se pretende que la invención no se limite a la realización particular descrita como el mejor modo contemplado para llevar a cabo esta invención, sino que la invención incluirá todas las realizaciones que caigan dentro del alcance de las reivindicaciones adjuntas.
Claims (7)
1. Un sistema (10) de conversión de potencia que comprende:
una unidad (26) de seguimiento del punto de máxima potencia, MPPT, para recibir una señal (112) de corriente de retroalimentación y una señal (114) de tensión de retroalimentación de una fuente (12) de potencia y generar una señal (158) de referencia MPPT basada, al menos en parte, en la señal (112) de corriente de retroalimentación y en la señal (114) de tensión de retroalimentación;
un convertidor (14) de potencia para convertir potencia de corriente continua, CC, en potencia convertida a corriente alterna, CA, comprendiendo el convertidor (14) de potencia:
un convertidor (142) del lado de la fuente para recibir potencia de CA o CC de la fuente (12) de potencia y convertir esa potencia de CA o CC recibida para proporcionar potencia de CC en un bus (146) de CC;
el bus (146) de CC, el bus (146) de CC que está para recibir la potencia de CC proporcionada por el convertidor (142) del lado de la fuente; y
un convertidor (144) del lado de la línea para convertir la potencia de CC en el bus (146) de CC en la potencia convertida a CA; y
un controlador (16) del convertidor para:
recibir la señal (158) de referencia MPPT de la unidad MPPT (26) y una señal (214) de retroalimentación de potencia de salida, la señal (214) de retroalimentación de potencia de salida que se obtiene multiplicando una señal (154) de corriente de retroalimentación adicional y una señal (152) de voltaje de retroalimentación adicional, la señal (154) de corriente de retroalimentación adicional y la señal (152) de voltaje de retroalimentación adicional que se obtienen de un sensor (34) de corriente y de un sensor (36) de voltaje respectivamente, en una salida del convertidor (14) de potencia; generar señales de control para la regulación de la potencia de CA y la extracción máxima de potencia basadas, al menos en parte, en la señal (158) de referencia MPPT y en la señal (214) de retroalimentación de potencia de salida; y
enviar las señales de control al convertidor (14) de potencia;
en donde el controlador (16) del convertidor comprende un controlador (162) del lado de la fuente configurado para generar una señal de control para el convertidor (142) del lado de la fuente basada, al menos en parte, en una señal (156) de retroalimentación de voltaje del bus de CC medida en el bus (146) de CC y en una señal (292) de comando del voltaje del bus de Cc , comprendiendo dicho controlador (162) del lado de la fuente:
un controlador (324) del voltaje de CC para generar una señal (326) de comando de la potencia en función de una diferencia entre la señal (156) de retroalimentación de voltaje del bus de CC y la señal (292) de comando del voltaje del bus de CC;
una unidad (328) de mapeo para obtener una señal (332) de comando de la corriente según la señal (326) de comando de la potencia; y
un regulador (358) de corriente para generar la señal de control para el convertidor (142) del lado de la fuente en función de una diferencia entre la señal (332) de comando de la corriente y la señal (112) de corriente de retroalimentación; y
en donde el controlador (16) del convertidor comprende además un controlador (164) del lado de la línea para:
generar una señal (256) de comando de la frecuencia interna basada, al menos en parte, en la señal (158) de referencia MPPT y en la señal (214) de retroalimentación de potencia de salida, generar una señal (216) de comando del ángulo de fase integrando la señal (256) de comando de la frecuencia interna, y
utilizar la señal (216) de comando del ángulo de fase para generar, al menos, algunas de las señales de control, en donde las, al menos algunas, de las señales de control son para el control del convertidor (144) del lado de línea.
2. El sistema de conversión de potencia de la reivindicación 1, en donde el controlador (164) del lado de la línea se configura además para generar señales de control adicionales para el convertidor (144) del lado de la línea basadas, al menos en parte, en la señal (156) de retroalimentación de voltaje del bus de CC medida en el bus (146) de CC y en la señal (292) de comando del voltaje del bus de CC.
3. El sistema de conversión de potencia la reivindicación 1 o la reivindicación 2, en donde la unidad MPPT (26) comprende además:
una unidad (262) de cálculo de la potencia para recibir la señal (112) de corriente de retroalimentación y la señal (114) de voltaje de retroalimentación y calcular una señal (266) de retroalimentación de potencia de la fuente, de la fuente (12) de potencia, multiplicando la señal (112) de corriente de retroalimentación y la señal (114) de voltaje de retroalimentación; y
una unidad (264) de referencia MPPT para recibir la señal (266) de retroalimentación de potencia de la fuente y generar una señal (268) de referencia de potencia MPPT comparando la señal (266) de retroalimentación de potencia de la fuente con una señal de potencia previamente referenciada, en donde el controlador (164) del lado de la línea se configura además para utilizar la señal (268) de referencia de potencia MPPT al generar las señales de control para el convertidor (144) del lado de la línea.
4. El sistema de conversión de potencia de la reivindicación 1 o 2, en donde la unidad MPPT (26) comprende además:
una unidad (262) de cálculo de la potencia para recibir la señal (112) de corriente de retroalimentación y la señal (114) de voltaje de retroalimentación y calcular una señal (266) de retroalimentación de potencia de la fuente, de la fuente de potencia, multiplicando la señal (112) de corriente de retroalimentación y la señal (114) de voltaje de retroalimentación; y
una unidad (265) de mapeo y referencia MPPT para recibir la señal (266) de retroalimentación de potencia de la fuente y generar una señal (267) de referencia de corriente MPPT según la señal (266) de retroalimentación de potencia de la fuente; y
en donde el controlador (144) del lado de la línea comprende además un elemento (232) de multiplicación para generar una señal (234) de referencia de potencia MPPT multiplicando la señal (267) de referencia de corriente MPPT con la señal (114) de voltaje de retroalimentación, en donde el controlador (164) del lado de la línea se configura además para utilizar la señal (234) de referencia de potencia MPPT al generar las señales de control para el convertidor (144) del lado de la línea.
5. El sistema de conversión de potencia de la reivindicación 1 o 2, en donde la unidad MPPT (26) comprende además:
una unidad (262) de cálculo de potencia para recibir la señal (112) de corriente de retroalimentación y la señal (114) de voltaje de retroalimentación y calcular una señal (266) de retroalimentación de potencia de la fuente, de la fuente de potencia, multiplicando la señal (112) de corriente de retroalimentación y la señal (114) de voltaje de retroalimentación; y
una unidad (265) de mapeo y referencia MPPT para recibir la señal de potencia de retroalimentación y generar una señal (269) de referencia de voltaje de MPPT según la señal (266) de retroalimentación de potencia de fuente; y
en donde el controlador (44) del lado de la línea comprende además un elemento (232) de multiplicación para generar una señal (234) de referencia de potencia MPPT multiplicando la señal (269) de referencia de voltaje MPPT con la señal (112) de corriente de retroalimentación, en donde el controlador (164) del lado de la línea se configura además para utilizar la señal (234) de referencia de potencia MPPT al generar las señales de control para el convertidor (144) del lado de la línea.
6. El sistema de conversión de potencia de la reivindicación 1 o 2, en donde la unidad MPPT (26) comprende:
una unidad (262) de cálculo de potencia para recibir la señal (112) de corriente de retroalimentación y la señal (114) de voltaje de retroalimentación y calcular una señal (266) de retroalimentación de potencia de la fuente, de la fuente (12) de potencia, multiplicando la señal (112) de corriente de retroalimentación y la señal (114) de voltaje de retroalimentación; y
una unidad (264) de referencia MPPT para recibir la señal (266) de retroalimentación de potencia de la fuente y generar una señal (268) de referencia de potencia MPPT comparando la señal (266) de retroalimentación de potencia de la fuente con una señal de potencia previamente referenciada;
en donde el controlador (162) del lado de la fuente comprende además un elemento (330) de suma para combinar la señal (268) de referencia de potencia MPPT con la señal (326) de comando de la potencia para obtener la señal (346) de comando de la corriente.
7. Un sistema de conversión de potencia solar que comprende:
un sistema (10) de conversión de potencia según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 6; y una fuente (12) de potencia solar eléctrica.
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