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Diseño del sistema solar fotovoltaico Daniel Barberá Santos

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3. Diseño del sistema solar fotovoltaico

En este apartado se analizan los distintos componentes del sistema solar fotovoltaico. Para

ello se estudiarán estos elementos en una ubicación concreta, ya que ésta influye en el

rendimiento del equipo. En este Proyecto el sistema estará ubicado en un edificio tal y como

se comento en el apartado 1.

3.1. Situación del edificio

En la siguiente imagen se observa dónde se ubica el edificio:

Ilustración 1 Emplazamiento sistema solar fotovoltaico

La distribución de los módulos sobre la cubierta del edificio se ha de realizar con el fin de maximizar la producción anual de energía. Los principales parámetros que afectan al rendimiento de una instalación solar son:

Módulos fotovoltaicos

Orientación

Inclinación

Inversor


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3.2. Módulo fotovoltaico

En este punto se describen y definen los módulos fotovoltaicos empleados para la captación de energía solar del sistema.

Se utilizarán módulos de alta concentración de última generación que tienen un rendimiento superior a los empleados normalmente.

Consiste en emplear un sistema óptico que permita concentrar la energía solar correspondiente a una superficie S sobre una superficie más pequeña Sc de la célula.

El interés de la concentración reside en la obtención de una misma potencia eléctrica disminuyendo la superficie del conjunto de las células solares, esta disminución es útil cuando los costes derivados del sistema de concentración son menores que el ahorro obtenido al disminuir la superficie de células necesaria.

En los sistemas fotovoltaicos de concentración una gran parte del costo del sistema corresponde a la estructura mecánica del panel, al subsistema óptico (lentes o espejos generalmente) y al subsistema de seguimiento del sol. El rendimiento de las células tiene un efecto más importante sobre el costo del sistema que el costo de las propias células. Esto significa que, para sistemas de concentración, pueden considerarse soluciones aceptables basadas en células caras, pero de alto rendimiento de conversión.

Las células solares diseñadas para trabajar en alta concentración presentan fuertes pérdidas de tipo resistivo debido a las fuertes corrientes generadas en su seno. Para obviarlas es preciso un diseño más cuidadoso de la malla de la metalización. Una vez minimizadas estas pérdidas, la eficiencia de la célula en concentración puede ser superior al rendimiento sin concentración, ya que con la intensidad luminosa aumenta la corriente de modo proporcional y también la tensión aunque esta última sólo ligeramente y siempre que la célula se mantenga razonablemente refrigerada. Por este motivo es necesario un buen contacto térmico y eléctrico, una adaptación de los coeficientes de dilatación de los diversos materiales en juego y una protección apropiada de la célula frente al ambiente.

Ilustración 2 Ejemplo paneles de alta concentración


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Ejemplos de concentradores fotovoltaicos:

Lentes Fresnel

Ilustración 3 Lentes Fresnel

Espejo parabólico

Ilustración 4 Espejo parabólico

α → ángulo de inclinación de rayos incidentes.


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Dos espejos Cassegrian

Ilustración 5 Dos espejos Cassegrian

Existe también lo que se conoce como el espacio de eficiencia – concentración – tolerancia

(ECT space), definido por las características del módulo fotovoltaico. Existen algunas

restricciones que determinan dicho espacio vectorial como:

Límites termodinámicos:

Eficiencia eléctrica (para infinitas uniones) limitado a: η < 86%

Concentración x Tolerancia2 < n2 ≈ 2,25 (n = índice refractivo de encapsulamiento)

Ilustración 6 Espacio ECT

En esta ilustración se aprecia la comparación de dos sistemas fotovoltaicos de

concentración:


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Eficiencia Concentración Tolerancia

Lente Fresnel 27% 400x ±0,5˚

Lente de forma libre 27% 1000x ±1,8˚


A la vista de los resultados se observa que según el límite termodinámico para una misma

lente de concentración se puede obtener una tolerancia del ángulo de inclinación mayor pero

con una disminución del índice de concentración.

Ilustración 7 Espacio ECT (modificado)

Eficiencia Concentración Tolerancia

Lente Fresnel 27% 400x ±0,5˚



En esta grafica se detalla, al contrario que en el caso anterior, que se puede aumentar el índice de concentración pero a cambio la tolerancia también se reduce.


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3.3. Seguidor solar de dos ejes

En los sistemas solares fotovoltaicos existe la posibilidad de emplear elementos seguidores del movimiento del Sol que favorezcan y aumenten la captación de la radiación solar.

Existen tres tipos de soporte para los colectores solares:

Colocación sobre soporte estático: Soporte sencillo sin movimiento. Dependiendo de la latitud de la instalación y de la aplicación que se quiera dar se dotan a los paneles de la inclinación más adecuada para captar la mayor radiación solar posible. Es el sistema más habitual que se encuentra en las instalaciones comunes.

Sistemas de seguimiento solar de 1 eje: Estos soportes realizan un cierto seguimiento solar. La rotación del soporte se hace por medio de un solo eje, ya sea horizontal, vertical u oblicuo. Este tipo de seguimiento es el más sencillo y el más económico resultando sin embargo incompleto ya que sólo podrá seguir o la inclinación o el azimut del Sol, pero no ambas a la vez.

Sistemas de seguimiento solar de dos ejes: Con este sistema ya es posible realizar un seguimiento total del sol en altitud y en azimut y siempre se conseguirá que la radiación solar incida perpendicularmente obteniéndose la mayor captación posible. Existen tres sistemas básicos de regulación del seguimiento del sol por dos ejes:

o Sistemas mecánicos: El seguimiento se realiza por medio de un motor y de un sistema de engranajes. Dado que la inclinación del Sol varía a lo largo del año es necesario realizar ajustes periódicos, para adaptar el movimiento del soporte.

o Mediante dispositivos de ajuste automático: El ajuste se realiza por medio de sensores que detectan cuando la radiación no incide perpendicular al panel corrigiéndose la posición por medio de motores.

o Dispositivos sin motor: Sistemas que mediante la dilatación de determinados gases, su evaporación y el juego de equilibrios logran un seguimiento del Sol.

Se estima que con estos sistemas se puede lograr un aumento de entre el 30% y el 40% de la energía captada. Se hace necesario evaluar el costo del sistema de seguimiento y la ganancia derivada del aumento de la energía para determinar su rentabilidad.

En este caso se utilizará un dispositivo seguidor solar de dos ejes mediante ajuste automático con microsensores MEMS.


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3.3.1. Microsensor MEMS para seguidor solar

En este apartado se describe el funcionamiento de un microsensor solar con MEMS (micro - electromechanical systems) basado en el trabajo propuesto por: I-Nan Chang, Hsing-Cheng Chang, San-Shan Hung, Chi-Chih Lai, Ya-Hui Chen y Shih-Hsin Huang del departamento de Ingeniería de Control Automático de la Universidad Feng-Chia. Referente al artículo publicado en el 2010 en la decimoprimera Conferencia de la Tecnología del Empaquetado Electrónico.

Este Proyecto se centrará en la eficiencia de transformación de energía fotovoltaica, ya que uno de los principales inconvenientes de los seguidores solares de dos ejes es el consumo de potencia y el complicado control del sistema, se van emplear micro sistemas que tienen un coste pequeño, poco consumo eléctrico y alto rendimiento.

Un sensor solar digital de tipo CMOS con una máscara de sombra fue usado para detectar los ángulos de incidencia de los rayos solares usando un algoritmo de imagen centroide. Los procesos de fabricación han sido simulados y ejecutados, centrándose en técnicas de ataque anisotrópico y empaquetado de MEMS simplificado.

3.3.1.1. Diseño

El sensor solar fotoconductivo con máscara de sombra ha sido diseñado para medir el ángulo de incidencia de los rayos del sol. El dispositivo puede ser usado para alimentar una señal de control realimentada para ajustar el sistema del seguidor solar basado en la dependencia de intensidad de la luz. Los rayos solares iluminados en el área sensible del sensor determinan el valor de la corriente. La sombra en el área sensible, producida por los rayos solares oblicuos reducen la ganancia debido a que la corriente de sombra aumenta y la fotocorriente disminuye simultáneamente.

La luz iluminada en el área sensible está relacionada con el ángulo de incidencia de la luz φ y la variación del área sombreada ΔA. El ángulo de incidencia de la luz es calculado siguiendo la dirección variada L del sensor. El diagrama esquemático muestra la relación entre el sensor desarrollado y el rayo solar como se muestra en la Ilustración 8. El área sombreada puede ser dada con el ancho W, largo L y alto h del sensor.

Donde es el área del sensor designada y A (t) es área del sensor dependiente del tiempo durante el tiempo de procesado t. Si el ancho del dispositivo sensor es constante, el área sombreada es proporcional a la altura de la máscara y a la cotangente del ángulo de incidencia de luz. Cuando el ángulo de incidencia es 90º, el área de sensor iluminada y la fotocorriente inducida son máximas. El ángulo de incidencia de las luces de incidencia oblicuas puede incrementar la sombra y acortar el área de iluminación y reducir la fotocorriente.


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Ilustración 8 Sección transversal del sensor solar

3.3.1.2. Principios de funcionamiento

El sensor de luz, utilizado en este proyecto, es un sulfuro de cadmio (CdS) basado en un fotoconductor en un substrato de cerámica. La alta sensibilidad es obtenida en el rango de frecuencias de luz visible.

Los sensores fotoconductivos son muy similares a los fotovoltaicos, aunque no es necesaria la presencia de una unión P-N. En ellos se aplica una tensión a un elemento semiconductor con pocos portadores libres. De esa forma, cada electrón arrancado de la banda de valencia a la banda de conducción por un fotón incidente será impulsado por la tensión aplicada y pasará a formar parte de una corriente que será la magnitud a medir.

Para que un sensor fotovoltaico genere una corriente al incidir luz sobre él, la energía de los fotones que esperamos recibir ha de ser igual a la necesaria para saltar de la banda de valencia a la de conducción. Como los fotones de la radiación térmica tienen muy poca energía, las bandas de valencia y conducción han de estar muy juntas, situación que favorece el salto espontáneo de electrones movidos simplemente por la temperatura del sensor, lo que crea una corriente de oscuridad muy elevada. Para evitarlo, es necesario enfriar adecuadamente el dispositivo.

El principal problema de este tipo de sensores, como se ha comentado, es la refrigeración del componente. Además, dado que se aplica una tensión para crear una corriente a través del semiconductor (que tiene una cierta resistencia), el sensor consumirá potencia y por tanto generará calor, que ayudará a falsear las medidas. En matrices grandes de sensores es difícil estabilizar la temperatura de todos los sensores, y por ello no se suelen hacer matrices de sensores fotoconductivos para infrarrojo lejano.

A continuación, se describirá el método de elaboración del sensor: la máscara es fabricada usando una oblea de silicio direccional (100). El conector esta hecho de diferentes espesores de acrílicos negros que se utilizan para unir el sensor y la máscara. El interior de la máscara es recubierto con un metal brillante para mejorar los efectos de reflexión de la luz. El proceso de fabricación del dispositivo puede ser dividido en tres partes. Primero, son fabricadas las máscaras con estructuras especiales. Segundo, los conectores con alturas variables. Tercero, los dispositivos son integrados y empaquetados.


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Ilustración 9 Sección de un microsensor solar cubierto, con una máscara con ventana extendida hacia dentro y conector

La máscara de sombra de tipo MEMS con altura variable es importante para crear efectos de sombras. Un sensor solar sin máscara no puede sensar el cambio del ángulo de incidencia de la luz. Por ello, se analizarán tres tipos distintos de máscaras para determinar cuál es la óptima.

Ilustración 10 Cubiertas con diferentes ventanas, (a) Abertura reducida hacia dentro, (b) abertura de forma vertical, (c) abertura extendida hacia dentro

En el primer caso con una ventana reducida hacia dentro, para cualquier tamaño de la ventana, las luces colimadas son incidentes al sensor y la mayoría de las luces incidentes oblicuas son reflejadas.

En el caso de una máscara con ventana de abertura vertical, algunas de las luces incidentes oblicuas, reflejadas de la pared vertical de la máscara, entran en el área sensible. Si la altura del sombreado aumenta la respuesta de la luz sensada posiblemente se reduce.

Por último, para una máscara con abertura extendida hacia dentro, la variación del área fotoresistiva es influenciada por diferentes tamaños de ventana. Algunas luces incidentes oblicuas son reflejadas al área sensible para aumentar la intensidad de la respuesta, sin embargo, la sensibilidad de las luces colimadas son deterioradas.


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3.3.1.1. Resultados y discusión

Para la comparación de los resultados obtenidos las dimensiones del microsensor solar fotoconductivo son 7 mm de largo y 3.5 mm de ancho. Estos sensores son empaquetados con diferentes formas de la máscara de sombras y con diferentes alturas de los conectores enlazados. Las alturas de los conectores fueron 1 mm, 2 mm, 3mm y 4 mm. El simulador de rayos solares es una lámpara halogenuro calibrada para una intensidad de 5950 lux como fuente de rayos.

En la siguiente ilustración se ve una sección transversal del sensor con máscara de abertura vertical y una tabla con los datos obtenidos para las distintas alturas del conector:

Ilustración 11 Resultados para ventana vertical

A continuación para ventana reducida hacia dentro:

Ilustración 12 Resultados para ventana reducida hacia dentro

Por último datos para ventana extendida hacia dentro:


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Ilustración 13 Resultados para ventana extendida hacia dentro

A la vista de los resultados se ha elaborado la siguiente tabla donde se resumen las principales características de los microsensores solares analizados:

Forma de la Máscara Vertical Reducido hacia

dentro Extendido hacia

dentro

Grosor del conector 4 mm 4 mm 4 mm

Sensibilidad incidentes por la izda. (80 ~ 90 grados)

2.3 Ω/grado 128.6 Ω/grado 142.5 Ω/grado

Sensibilidad incidentes por la dcha.

( 90 ~ 100 grados) 2.0 Ω/grado 117.0 Ω/grado 150.2 Ω/grado

Resultados Pobres Buenos Excelentes

3.3.1.2. Conclusiones

Como se ha observado en la anterior tabla la máscara del microsensor solar con la que se obtienen los mejores resultados es con la abertura extendida hacia dentro y limitadas con un conector de 4 mm de espesor es el mejor dispositivo para enfocar luz solar con precisión. La sensibilidad es aproximadamente de 150.2 Ω/grado. El sistema propuesto puede ser implementado en un sistema de control automático para seguir la dirección de los rayos solares para construir un sistema de generación solar inteligente.


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3.4. Inversor

En este apartado se define el inversor utilizado, un convertidor multinivel cascada. En concreto trabajaremos sobre un sistema en cascada en puente H. El artículo en el que principalmente se ha soportado este proyecto se denomina: “Control of a cascaded H-bridge multilevel converter for grid connection of photovoltaic systems” de Samir Kouro y Álvaro Moya [1].

Se puede observar en la Ilustración 14 una clasificación de los convertidores de potencia actualmente existentes y la posición entre ellos de los convertidores multinivel, caso que se estudiará en el presente trabajo.

Ilustración 14 Clasificación de los convertidores de alta potencia

En la actualidad los convertidores multinivel están muy en boga por lo que se realizan muchos esfuerzos orientados a mejorar sus prestaciones. Una de las principales líneas de investigación es la dirigida a simplificar y mejorar el sistema de control del convertidor, y este trabajo estudiará un ejemplo de ello.

Como se puede ver en la clasificación de la Ilustración 14, uno de los tipos de convertidores multinivel es el de tipo cascada puente H (CHB), y este es el que se utiliza para el estudio. En la Ilustración 15 puede verse junto con su esquema básico sus estados de conmutación para el caso de tres niveles.


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Ilustración 15 Estados de conmutación de un CHB de tres niveles

A continuación realizaremos una descripción más detallada del convertidor que se va a tomar como referencia para el estudio y posteriormente pasaremos a ver el sistema de control que se propone. Por último explicaremos las simulaciones realizadas y analizaremos los resultados para observar si se han conseguido obtener las mejoras previstas en el sistema de control propuesto.


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3.4.1. Descripción de la topología basada en convertidor CHB utilizada

Para probar el control que se desarrolla, se simulará el sistema con tres módulos FV y siete niveles en PSIM, obteniendo el siguiente esquema:

Ilustración 16 Circuito simulado en PSIM

Cada módulo podría corresponder a una cadena de varios módulos siendo el resultado igual a la suma de las tensiones conseguidas por cada uno, en nuestro caso 100v.


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De acuerdo a la

Ilustración 16, el convertidor está compuesto por la conexión en serie de varias celdas de puente H.

Cada uno se alimenta a través de un condensador de acoplo que es el elemento de desacoplamiento de potencia (el que almacenará la energía) con los módulos fotovoltaicos.

Cada puente H es un inversor de tres niveles en sí mismo, y es capaz de generar un voltaje de salida vck igual a -vpvk, 0, ó +vpvk, dependiendo del estado de conmutación. El estado de conmutación se define por dos señales binarias Sk1 y Sk2, siendo 1 y 0, "ON" y "OFF", los estados de los correspondientes interruptores semiconductores. Esto lleva a que existan cuatro estados de conmutación. Teniendo en cuenta que el nivel de tensión cero se puede generar de dos maneras, la conexión en serie de k celdas producirá 2k+1 niveles de tensión en la tensión de salida del convertidor dada por vc = vc1+ vc2+….+vck. El convertidor está conectado a la red a través de un filtro inductivo Ls.

Todo el circuito podría verse como el circuito equivalente que se muestra en la Ilustración 17.


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Ilustración 17 Circuito equivalente

A partir de este circuito se puede obtener la siguiente relación:

vc = isRs + Ls (dis/dt) + vs

Despreciando la caída de tensión en la resistencia, y teniendo en cuenta que la tensión de red es fija en frecuencia y amplitud, es evidente que la corriente de red se puede controlar, siempre que vc>vs, por lo general al menos un 10%.

3.4.2. Método de control propuesto

El método de control utilizado en este trabajo se basa en el tradicional control orientado a tensión (VOC), modificado para ajustarse a las condiciones especiales de esta aplicación.

Ilustración 18 Sistema de control propuesto generalizado para k-celdas

La Ilustración 18 muestra el diagrama de bloques del control para un sistema genérico de k-celdas. Se puede dividir en cinco partes que se pasan a explicar a continuación.

3.4.2.1. MPPT

En sistemas FV los módulos MPPT se encargan de ajustar el punto de operación del circuito para que la transferencia de potencia del módulo sea la óptima. En este trabajo, se utiliza un método tradicional para el MPPT, de perturbación y observación (P & O). La idea básica es ir variando la referencia de tensión (perturbación), mientras se monitoriza el comportamiento en potencia (observar).


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El algoritmo se ejecuta periódicamente Tmppt, y el aumento o reducción de la referencia Δv*pv es un valor fijo arbitrario. Cada período mide la tensión de salida vpvk y la corriente ipvk y se multiplican para obtener la potencia en t = tz. Esta potencia se compara con la anterior, calculada en t = tz-1.

Si la potencia y el módulo de la tensión han aumentado, entonces la nueva referencia es:

v*pv (tz)= v*pv (tz- 1) - Δv*pv

Si la potencia ha aumentado y el módulo de la tensión se ha reducido:

v*pv (tz)= v*pv (tz- 1) + Δv*pv

Si la potencia se reduce las relaciones se mantienen para los incrementos y decrementos de la tensión de referencia respectivamente.

En el estado de equilibrio el P&O se bloquea en tres niveles de referencia de tensión, manteniendo un promedio de MPPT. El Tmppt debe ser lo suficientemente grande para permitir que el bucle tenga suficiente tiempo para llegar a la referencia, y la variación de referencia Δv*pv debe ser lo suficientemente pequeña para asegurar la precisión del MPPT, pero lo suficientemente grande como para bloquear el sistema en tres niveles, en vez de responder al mínimo cambio en las condiciones de funcionamiento (es decir, admitiendo una cierta histéresis).

3.4.2.2. Control de la tensión DC

Con cada algoritmo MPPT que se realice en una celda k se obtiene la referencia de tensión DC, v*pvk. Tomando la diferencia entre esta tensión y la de entrada al módulo MPPT, vpvk, se tiene el error de tensión en continua.

Ya que todas las células tienen la misma corriente circulando por ellas, is, no es posible implementar un bucle de control de la corriente de red independiente para controlar cada rama. Por lo tanto el error total en la tensión de continua se suma para poder controlar en un único bucle la corriente de la red.

Debido a este hecho, no se puede controlar la tensión de cada módulo FV individualmente. Por ello se tiene un especial cuidado a la hora de diseñar la etapa de modulación para conseguir mejorar este punto.

Se utiliza un controlador PI para controlar la suma de las salidas de todas las ramas.

3.4.2.3. Red de control de corriente

En este bloque lo primero que se pretende es sincronizar la fase de la tensión de red con la tensión que se ha obtenido para conseguir un factor de potencia unitario. Se consigue utilizando un PLL controlado por la tensión de red vs. Finalmente se divide por el módulo de la señal para inyectarla en nuestro bucle de control.

A continuación, se observa como a la señal que se obtiene se le resta la corriente de red antes de introducirla en un bloque que conseguirá controlarla hasta obtener error cero en estado estacionario.


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Dado que lo que se tiene a la salida de este bloque será v*L, tensión en la inductancia equivalente que se vió en el circuito de la Ilustración 17, se puede considerar que el paso de la señal por este bloque equivaldrá a sufrir una derivación y una ganancia equivalente al valor de esa inductancia. La salida que se obtenga puede verse ya como la v*c esperada a modular si se le suma a v*L obtenida la vs de la red, cumpliendo así con la fórmula obtenido a partir del circuito equivalente de la Ilustración 17.

Llegados a este punto se tiene una señal v*c que se podría modular con un sistema clásico Phase Shifted PWM, modulando la misma tensión para cada celda pero desfasada π / k, tal como se vió en las clases magistrales de la asignatura que sería el óptimo para nuestro sistema (ver Ilustración 19).

Ilustración 19 Estudio distintos desfases en PS-PWM para un puente H cascada de siete niveles (k=3)

Si este método de modulación se aplicara directamente a este sistema basado en células fotovoltaicas, los condensadores de acoplo de continua experimentarían una deriva de la tensión producida por la distribución desigual de potencia entre las células debido a las diferentes condiciones de operación (temperatura y radiación solar). Esta deriva perjudicará el MPPT e introducirá distorsión de tensión en el convertidor. Por lo tanto se propone un método mejorado de modulación adaptado a este tipo de sistemas que corregirá este efecto.

3.4.2.4. Compensación de la deriva de la tensión en continua

La idea básica consiste en compensar las diferencias existentes en la tensión de continua para cada célula en el bloque de modulación. Se utiliza un bloque de modulación individual U-


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PWM para la tensión compensada de cada módulo. En la figura siguiente se tiene una vista de detalle, del bloque de modulación del sistema, para ayudar a la comprensión de este apartado.

Ilustración 20 Bloque de modulación PS-PWM modificado

Como se puede observar se pretende obtener v*ck a partir de v*c y los pares [v*pvk, vpkv]. Para ello se utiliza realimentación de la tensión obtenida en el MPPT para cada módulo y se comparará con la de salida del mismo sin controlar.

Para entender cómo funcionará el control de la modulación se debe observar antes la influencia del índice de modulación utilizado en la salida del sistema. Como puede observarse en la Ilustración 21 se muestra el ejemplo de una señal PWM unipolar para tres diferentes índices de modulación. Es evidente que un índice de modulación mayor produce tiempos de ON mayores, mientras que los de OFF disminuyen.

Ilustración 21 Dependencia de los tiempo de ON-OFF con el índice de modulación


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Se conoce que en un convertidor de este tipo los estados de OFF aíslan el condensador de acoplo del convertidor, con lo que ipvk, la corriente del módulo, es igual a la del condensador ick, aumentando así la tensión vpvk.

Por el contrario, durante el estado de ON, al generar +vpvk o -vpvk, la corriente en el condensador ick es igual a (ipvk–is) es durante el ciclo positivo de is y (ipvk+ is) durante el ciclo negativo, lo que reduce la tensión vpvk en ambos casos.

Por lo tanto, un mecanismo de realimentación que corrija los índices de modulación de las diferentes señales de modulación de cada célula producirá la compensación deseada. El mecanismo utilizado puede observarse en la Ilustración 22.

Ilustración 22 Bloque de control del índice de modulación individual

La tensión de continua de la célula FV se normaliza por la obtenida a la salida del MPPT para obtener el ratio de la deriva. Esto se resta a 1, que sería la razón obtenida si no hubiera deriva (con vpvk = v*pvk) para calcular el error unitario. Este error se controla mediante un controlador PI, con lo que se asegura un error igual a cero en permanente y además controlará la velocidad del bucle de realimentación.

Por último, la señal de control obtenida se utiliza para compensar el índice de modulación, obteniendo una nueva señal de referencia de tensión para cada célula FV, v*ck, que será la que controle cada bloque de modulación independiente.

3.4.3. Simulaciones realizadas y resultados obtenidos

Se ha realizado un modelo del sistema de control explicado mediante Matlab-Simulink así como otro mediante PSIM del circuito de potencia. Como ya se ha ido describiendo a lo largo de esta memoria, se ha simulado un convertidor CHB de siete niveles.


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En la

Ilustración 16 puede verse el circuito en PSIM que se generó para simular el comportamiento del convertidor. Las células fotovoltaicas se han simulado como una fuente de tensión con un valor de DC de 100V y un valor aleatorio alrededor del mismo de hasta 2v pico a pico. Se ha supuesto una bobina Ls de 5mH y una Rs que será casi despreciable, de 10 Ohm. En los puntos S11, S12, S21, S22 y S31, S32 se introducirán las señales de control generadas con nuestro bloque de control simulado mediante Simulink.


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En la Ilustración 23 se puede ver el sistema de bloques completo desarrollado mediante Simulink.

Ilustración 23 Programa en Simulink


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Ya que no se pueden observar bien los detalles del sistema en la figura, se harán aquí algunas imágenes de detalles por bloques.

En primer lugar, el bloque de MPPT en la Ilustración 24. En la Ilustración 25 el mismo bloque en detalle. En la siguiente, la suma de los errores en continua y su control. En la Ilustración 26 el bloque de control de corriente con el error de continua sumado para todas las células.

Ilustración 24 Bloque MPPT

Ilustración 25 Bloque MPPT en detalle


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En la Ilustración 28 el bloque de compensación de los errores de tensión individuales y por último el bloque de modulación y su posterior introducción al circuito simulado en PSIM.

Ilustración 26 Bloque de control de corriente continua

Ilustración 27 Bloque de control de corriente


25

Ilustración 28 Bloque de control de la modulación según voltaje individual de célula FV

Ilustración 29 Bloque de modulación y acoplamiento a PSIM


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El bloque llamado “DC-link voltage control algorithm” puede verse en detalle en la siguiente figura:

Ilustración 30 DC-link voltage control algorithm

Por otro lado, el bloque de modulación individual para cada célula FV, que en este caso será Unipolar PWM se muestra en la Ilustración 31.

Ilustración 31 Bloque de U-PWM

Todos los archivos necesarios para la reproducción de los resultados se anexarán a este informe.

Se analiza a continuación los resultados obtenidos para ser comparados con los que el artículo de referencia indicaba, y comprobar así, que es posible reproducir sus resultados, así como que éstos son veraces.

3.4.4. Resultados

En primer lugar, se observa la señal de entrada con la que se simula el comportamiento de las células FV en la siguiente figura. Se genera mediante una señal aleatoria de 2V pico a pico sumada a una señal de continua de 100v.


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Ilustración 32 Señal generada en una célula FV (superior) y corriente que atraviesa la misma (inferior)

Tras el paso por el bloque de MPPT se obtiene la siguiente señal (caso particular de célula FV 1):

Ilustración 33 Salida de MPPT, v*pv1 (rosa) frente a entrada, vpv1


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Se puede comprobar el funcionamiento del bloque de compensación de la modulación por la diferencia de tensión en las distintas células FV en la siguiente figura. Se observa la salida del bloque de compensación para las tres células y se aprecia como para distintos valores de tensión (100v, 125v, 150v) varía la v*ck.

Ilustración 34 Voltajes compensados en PS-PWM

Ilustración 35 Voltajes compensados en PS-PWM en [1]

En la ilustración 46 se puede ver la entrada que se introduce a un módulo U-PWM. La frecuencia de las señales portadoras se estableció en 2 kHz. Tal como vimos en la Ilustración 31 la señal portadora se ha simulado con un bloque de Repetición de Secuencia para cada una desfasándola π/k, en nuestro caso k = 3 con lo que el desfase será de 60˚ entre ellas.


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Ilustración 36 Voltaje normalizado de célula 1, v*c1 (amarillo) frente a señal portadora vcr(rosa)

Las tensiones de salida de cada rama del circuito se dan en la ilustración 44. La suma de estas formas de onda corresponde a la vc total de tensión del convertidor que se muestra en la última señal de la misma figura.

Ilustración 37 Salida de las tres ramas del convertidor

(de arriba abajo): vc1, vc2, vc3. Salida total del convertidor, vc


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En la ilustración 45 se muestra un detalle de la salida del convertidor vc frente a la tensión resultante del control de corriente, es decir, vL + vs (ver Ilustración 18 Sistema de control propuesto generalizado para k-celdas).

Ilustración 38 Detalle de la señal de salida del convertidor

La ilustración 46 muestra la tensión de red y la corriente que se obtiene tras inyectar la señal proporcionada por el convertidor.

Ilustración 39 Tensión y corriente de red


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Se comparara con la obtenida por los autores del artículo de referencia, en la siguiente figura.

Ilustración 40 Tensión y corriente de red teóricos

Puede observarse que ambas están completamente en fase, tal como se espera conseguir, además de que su forma es perfectamente sinusoidal y no tiene apenas rizado.

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