MÉTODO Y DISPOSITIVO PARA EL SEGUIMIENTO DEL PUNTO DE POTENCIA MÁXIMA EN SISTEMAS FOTOVOLTAICOS.

Método y dispositivo para el seguimiento del punto de potencia máxima en sistemas fotovoltaicos.

Método y Circuito MPPT (31) para el seguimiento del MPP que usa una unidad de procesado de fase (PPU) que genera, con una frecuencia de remuestreo que puede ser elevada, una primera señal de remuestreo cos(ωditht) y una segunda señal de remuestreo cos(ωditht+φ) desfasada en un ángulo φ variable para obtener una señal de actuación (u) sobre un convertidor conmutado (12) de un sistema fotovoltaico (30). Además comprende un integrador digital (23) que genera una señal de salida (d) a partir una señal de filtro digital paso-alto (21) incorporado en el circuito MPPT (31) y la segunda señal de remuestreo cos(ωditht+φ) que pasan por un multiplicador (22) a la entrada del integrador digital (23), y un sumador (24) que suma la señal de salida (d) del integrador digital (23) con la primera señal de remuestreo cos(ωditht) para obtener la señal de actuación (u). La unidad (PPU) comprende un estimador (51) del desfase φconv en el convertidor conmutado (12), que a su vez comprende un estimador de la resistencia incremental RA y un estimador (52) del desfase φfd el filtro digital paso-alto (21) que se suman para obtener el ángulo φ.

Método y dispositivo para el seguimiento del punto de potencia máxima en sistemas fotovoltaicos Objeto de la invención La presente invención tiene aplicación en la industria destinada al diseño de dispositivos electrónicos y, en particular, dentro del sector técnico de los sistemas de potencia de energía solar fotovoltaica.

Más concretamente, la presente invención tiene por objeto acelerar el mecanismo de búsqueda del punto óptimo de extracción de potencia de un generador fotovoltaico.

Antecedentes de la invención Los generadores solares son fuentes de energía alternativa a los combustibles fósiles. En algunos casos la energía producida se utiliza de manera independiente a la red eléctrica convencional, proporcionando energía de una manera autónoma tanto a equipos fijos como móviles. Dicha capacidad de suministrar energía de manera autónoma ha hecho proliferar su uso en aplicaciones móviles o alejadas de las redes de distribución de energía eléctrica. También se emplean en instalaciones conectadas a la red eléctrica puesto que una vez construida la instalación fotovoltaica el coste de la energía producida no se verá influida por las oscilaciones de precio del petróleo u otras materias primas energéticas. En ambos casos un aprovechamiento óptimo de la capacidad de generación de energía permitirá rentabilizar su aplicación y ampliar su uso.

Las fuentes de energía solar fotovoltaica presentan una potencia cuya curva característica alcanza un máximo para cierto valor de tensión único, denominado en el estado de la técnica como Punto de Potencia Máxima 20 (MPP) . Dicho MPP varia al variar las condiciones de temperatura e iluminación de los paneles solares. Los sistemas de potencia suelen pretender que el panel solar trabaje en el MPP por razones obvias de reducción de coste. Algunos de los sistemas de potencia de este tipo conocidos utilizan algoritmos de seguimiento del punto de potencia máxima (en inglés, Maximum Power Point Tracking: MPPT) basados el lazo de control de la unidad encargada de gestionar esta fuente de energía o unidad acondicionadora de potencia. Normalmente dichos lazos de control tienen unos tiempos de adaptación del orden de segundos y por lo tanto son en algunos casos incapaces de seguir variaciones de potencia más rápidas desaprovechando parte de la energía susceptible de ser proporcionada por el panel. Un seguimiento del punto de máxima potencia estable y con tiempos de adaptación de milisegundos o microsegundos permitiría una mejor aprovechamiento de la energía incidente en el panel.

La Figura 1 muestra los componentes básicos de un generador solar fotovoltaico 10 para conexión a la red eléctrica, comprendiendo:

- un transductor 11, formado por ejemplo por uno o más paneles solares;

- un convertidor conmutado 12, por ejemplo, un convertidor de corriente continua o convertidor DC-DC, que adapta la tensión del transductor 11 a una carga 16, por ejemplo, la red o una batería;

- un convertidor inversor 14 con un condensador 13 a su entrada que, al alcanzar una tensión suficiente según los paneles solares van aportando energía, hace que entre en funcionamiento el inversor 14; y

- un circuito MPPT 15 que, a su vez, comprende un circuito de control que actúa sobre el convertidor conmutado 12 a fin de situar el transductor 11 en su MPP.

Una posible realización del circuito MPPT 15 se muestra en la Figura 2. El circuito MPPT 15 comprende un circuito de control 20, un filtro digital paso-alto 21, un multiplicador 22, un integrador digital 23 y un sumador 24. La señal de corriente i y de tensión v procedentes del transductor 11 entran en el filtro digital paso-alto 21. La señal del integrador digital 23 da un punto de operación d que se suma a la señal resultado del circuito de control 20 para obtener la señal de actuación u que se aplica al convertidor conmutado 12.

El funcionamiento del circuito MPPT 15 puede estar basado en diferentes técnicas que tienen como objetivo el dirigir el sistema de generador solar fotovoltaico 10 a trabajar en un punto de operación lo más próximo posible del óptimo. Entre las técnicas existentes está la conocida como Control de Búsqueda del Extremo (en inglés, Extreme Seeking Control: ESC) descrita, por ejemplo, en la publicación de R. Leyva et al. "MPPT Based on Sinusoidal Extremum-Seeking Control in PV Generation”, Hindawi Publishing Corporation, International Journal of

Photoenergy, Vol. 2012, ID 672765, Diciembre, 2011.

El principio del MPPT usando la técnica ESC se muestra en la Figura 3 y se basa en sobreponer a una señal de entrada x, una señal sinusoidal de pequeña amplitud x0 sin (m0t) , llamada señal de remuestreo (dithering, en inglés) y que constituye una señal de ruido introducido intencionadamente. Al aplicar a una función f de mapeo no lineal cóncava la señal de entrada x superpuesta con la de remuestreo o dithering, se obtiene una señal de 55 salida y =ff (x + x0 sin (m0t) ) que oscila alrededor de su valor medio. La señal de salida y se ve afectada oscilando alrededor del punto de operación con la misma frecuencia. La función f de mapeo no lineal alcanza un extremo máximo en un punto x2 + x0 sin (m0t) como ilustra la Figura 3. Si el punto de operación actual se encuentra a la derecha, x3+ x0 sin (m0t) en la Figura 3, del punto extremo (óptimo) , la oscilación a la salida f (x3 + x0 sin (m0t) ) está en fase con la señal de dithering x0 sin (m0t) , por lo que el punto de operación para llegar al MPP debe dirigirse a la derecha. Si el punto de operación se encuentra a la izquierda, x1+ x0 sin (m0t) en la Figura 3, del óptimo, la oscilación a la salida está en contrafase y, por tanto, el punto de operación debe dirigirse a la izquierda. Eventualmente si el punto de operación se encuentra sobre el óptimo, x2 + x0 sin (m0t) , la oscilación de salida y dobla su frecuencia. La detección de si la señal de dithering x0 sin (m0t) y la oscilación de salida y están en fase o en contrafase se realiza multiplicando las señales senoidales moduladas de la entrada kx0 sin (m0t) y de la salida f (x + x0 sin (m0t) ) , dado que la multiplicación g de dos senoides en fase resulta en una señal positiva, mientras que de dos senoides en contrafase resulta en una señal negativa, como se ilustra respectivamente en las gráficas izquierda y derecha de la Figura 3. La salida del proceso de multiplicación g indica si el punto de operación se encuentra a la derecha o a la izquierda del óptimo. Un desfase apreciable entre las señales de entrada y salida lleva a un resultado de la multiplicación g incierto y en muchos casos erróneo o inestable.

El funcionamiento de la técnica ESC anteriormente descrito considera los sistemas ideales; es decir sin dinámica. La implementación de esta técnica para el caso de un generador fotovoltaico implica la existencia de un convertidor DC-DC, que tiene una determinada función de transferencia. Dicha función de transferencia implica un cierto desfase en las señales de entrada y salida, concretamente en la señal de dithering. A bajas frecuencias, el desfase entre la señal de entrada y salida del convertidor es muy pequeño, con lo que si se escoge una frecuencia de dithering lo suficientemente baja, el funcionamiento se acerca al ideal y el generador fotovoltaico llega al óptimo pero, en ese caso, no puede seguir variaciones rápidas de insolación y temperatura que hacen variar la característica del panel; puesto que la velocidad de seguimiento depende de la frecuencia de la señal de dithering. De manera análoga, un filtro paso-alto 21 también puede generar un desfase entre las oscilaciones a la entrada y salida. Aunque el desfase es pequeño cuando la señal de dithering es de baja frecuencia.

El problema técnico que se presenta es pues corregir los desfases inherentes a la dinámica del convertidor conmutado y del filtro paso-alto de un circuito MPPT permitiendo así utilizar señales de dithering de alta frecuencia y, por tanto, permitiendo un seguimiento del punto de máxima potencia en un generador fotovoltaico de un modo más rápido y fiable.

Descripción de la invención La presente invención sirve para solucionar el problema mencionado anteriormente proporcionando medios de procesamiento de fase de señales en un circuito MPPT de un sistema fotovoltaico que permiten incrementar la frecuencia de la señal de dithering en la operación del circuito MPPT basada en el Control de Búsqueda del Extremo (ESC) , con lo que evita los inconvenientes de inestabilidades que aparecen en los circuitos MPPT hasta ahora existentes a la par que consigue un seguimiento del punto de operación óptimo del sistema fotovoltaico más rápido y ajustado que con las técnicas ESC aplicadas a MPPT...

1. Un método para el seguimiento del punto de potencia máxima en un sistema fotovoltaico (30) mediante un circuito MPPT (31) que controla mediante una señal de actuación (u) un convertidor conmutado (12) del sistema fotovoltaico (30) funcionando en un punto de operación variable, el método caracterizado por que comprende cos!# t∀

generar, con una frecuencia de remuestreo, una primera señal de remuestreo dithy una segunda señal de cos!# %∃∀

remuestreo ditht desfasada de la primera señal en un ángulo ∃estimado previamente y que es un desfase variable, donde #dith es 2 & veces la frecuencia de remuestreo, para obtener la señal de actuación (u)

cos!# t∀ cos!#ditht %∃∀

usando la primera señal de remuestreo dithy la segunda señal de remuestreo generadas, donde el ángulo ∃ es estimado sumando un primer desfase ∃conv en el convertidor conmutado (12) , el primer desfase ∃conv siendo variable en concordancia con el punto de operación del circuito MPPT (31) , y un segundo ∃

desfase fd producido en un filtro digital paso-alto (21) incorporado en el circuito MPPT (31) , y donde el primer desfase ∃conv en el convertidor conmutado (12) se estima de acuerdo con la expresión:

∋#dith (

) ∗

A conv∃conv +, atan) RC ∗

) 12 ∗

) LC , !#dith ∀∗

− conv .

donde L es un valor fijo dado para una bobina del convertidor conmutado (12) y Cconv un valor fijo dado para un A

condensador del convertidor conmutado (12) y R es un valor de resistencia incremental variable según el punto R

de operación del circuito MPPT (31) ; y el valor de la resistencia incremental A se estima de acuerdo a la expresión:

v , v

kk , 1

RA + (3)

i , i

kk , 1

siendo vk y vk , 1 valores de una tensión en bornes de un transductor (11) del sistema fotovoltaico (30) en dos ii

instantes consecutivos de operación del circuito MPPT (31) ; de igual modo, ky k , 1 corresponden respectivamente con valores de una intensidad en bornes del transductor (11) en dos instantes consecutivos de operación del circuito MPPT 31;

∃fd

y el segundo desfase producido en el filtro digital paso-alto (21) se estima de acuerdo con la expresión:

∋ sin!# T ∀ ( ∋ sin!# T ∀ (

dith dith

∃+atan ∗, atan ∗

fd − cos!#dithT ∀, 1 .∗ − cos!#dithT ∀, h .∗

donde T es un periodo de tiempo entre dos instantes consecutivos de operación del circuito MPPT (31) y h es una frecuencia de corte del filtro paso-alto (21) .

2. El método, según la reivindicación 1, caracterizado por que la estimación del primer desfase ∃conv y el segundo desfase ∃fd usa una tabla LUT con la función atan tabulada.

3. El método, según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado por que la frecuencia de remuestreo es igual o superior a 10 KHz.

4. El método, según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado por que la señal de actuación (u) controla el convertidor conmutado (12) mediante la técnica de Control de Búsqueda del Extremo.

5. El método, según la reivindicación 4, caracterizado por que comprende generar la señal de actuación (u)

cos!#ditht∀

sumando la primera señal de remuestreo con una señal de salida (d) de un integrador digital (23) incorporado en el circuito MPPT (31) , la señal de salida (d) obtenida por el integrador digital (23) a partir de la cos!# %∃∀

ditht

multiplicación de la segunda señal de remuestreo y una señal obtenida por el filtro digital paso-alto (21) , siendo el ángulo ∃variable dependiente de una función de transferencia del convertidor conmutado (12) .

6. Un dispositivo para el seguimiento del punto de potencia máxima en un sistema fotovoltaico (30) , el dispositivo caracterizado por que comprende una unidad de procesado de fase (PPU) incorporada en un circuito MPPT (31) que controla mediante una señal de actuación (u) un convertidor conmutado (12) del sistema fotovoltaico (30) funcionando en un punto de operación variable, y la unidad de procesado de fase (PPU) , a su vez, comprende:

cos!#ditht∀

-un generador (53) de una primera señal de remuestreo y un generador (54) de una segunda señal de

cos!# %∃∀

ditht

remuestreo , ambas con una frecuencia de remuestreo, la segunda señal generada con un desfase respecto de la primera señal en un ángulo ∃estimado previamente y que es un desfase variable, donde #dith es 2 & veces la frecuencia de remuestreo, para obtener la señal de actuación (u) usando la primera señal

cos!#ditht∀ cos!#ditht %∃∀

de remuestreo y la segunda señal de remuestreo generadas;

∃conv

-medios de estimación del ángulo ∃ configurados para estimar un primer desfase producido en el

∃conv

convertidor conmutado (12) , el primer desfase siendo variable en concordancia con el punto de operación ∃fd

del circuito MPPT (31) , y estimar un segundo desfase producido en un filtro digital paso-alto (21) incorporado conv fd

en el circuito MPPT (31) , y obtener el ángulo ∃sumando el primer desfase ∃ y el segundo desfase ∃

estimados; los medios de estimación del ángulo ∃comprendiendo:

∃conv

un estimador (51) del primer desfase en el convertidor conmutado (12) para calcular:

#

∋ dith (

) ∗

A conv∃conv +, atan) RC ∗

) 12 ∗

) LC , !#dith ∀∗

− conv .

donde L es un valor fijo dado para una bobina del convertidor conmutado (12) y Cconv un valor fijo dado para un A

condensador del convertidor conmutado (12) y R es un valor de resistencia incremental variable según un punto de operación del circuito MPPT (31) ;y el valor de la resistencia incremental RA se estima de acuerdo a la expresión:

v , v

kk , 1

R + (3)

Ai , i

kk , 1

siendo vk y vk , 1 valores de una tensión en bornes de un transductor (11) del sistema fotovoltaico (30) en dos ii

instantes consecutivos de operación del circuito MPPT (31) ; de igual modo, ky k , 1 corresponden respectivamente con valores de una intensidad en bornes del transductor (11) en dos instantes consecutivos de operación del circuito MPPT 31;

∃fd

un estimador (52) del segundo desfase producido en el filtro digital paso-alto (21) para calcular:

∋ sin!# T ∀ ( ∋ sin!# T ∀ (

dith dith

∃fd +atan ∗, atan ∗

∗ ∗

−cos!#dithT ∀, 1 .−cos!#dithT ∀, h .

donde T es un periodo de tiempo entre dos instantes consecutivos de operación del circuito MPPT 31 y h es una frecuencia de corte del filtro paso-alto 21.

∃conv

7. El dispositivo, según la reivindicación 6, caracterizado por que el estimador (51) del primer desfase y el

∃fd

estimador (52) del segundo desfase usan una tabla LUT con la función atan tabulada.

8. El dispositivo, según cualquiera de las reivindicaciones 6-7, caracterizado por que el generador (53) de la cos!#ditht∀ cos!#ditht %∃∀

primera señal de remuestreo y el generador (54) de una segunda señal de remuestreo usan una frecuencia de remuestreo igual o superior a 10 KHz.

9. El dispositivo, según cualquiera de las reivindicaciones 6-8, caracterizado por que ls unidad de procesado de fase (PPU) se incorpora en un circuito MPPT (31) que usa la técnica de Control de Búsqueda del Extremo.

10. Circuito MPPT (31) para el seguimiento del punto de máxima potencia que incorpora el dispositivo definido según las reivindicaciones 6-9, caracterizado por que comprende un integrador digital (23) que genera una señal de salida (d) obtenida a partir de una señal obtenida por el filtro digital paso-alto (21) y de la segunda señal de cos!#ditht %∃∀

remuestreo tras pasar ambas por un multiplicador (22) a la entrada del integrador digital (23) , y un sumador (24) que suma la señal de salida (d) del integrador digital (23) con la primera señal de remuestreo cos!#ditht∀

para obtener la señal de actuación (u) , siendo el ángulo ∃ variable dependiente de una función de transferencia del convertidor conmutado (12) .

11. Un producto de programa informático que comprende medios de código de programa que, cuando se carga en medios de procesamiento de un dispositivo electrónico programable integrado en un circuito MPPT (31) para el seguimiento del punto de máxima potencia, hace que dichos medios de código de programa ejecuten el método según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 5.

1112 14

FIG. 1

(ESTADO DE LA TÉCNICA)

FIG. 2

(ESTADO DE LA TÉCNICA)

x+x sin (+ t)

0

FIG. 3

(ESTADO DE LA TÉCNICA)

12 13 14

FIG. 4

FIG. 5

i

1

RA 11

iSC

RA 2

RA 3

vOC

FIG. 6