Na urlopie oglądałem naziemne instalacje fotowoltaiczne i jedna z nich miała dziwne moduły pod każdym panelem firmy Solaredge, teraz wiem że to były LMU Local Management Unit do śledzenia MPPT (Maximum Power Point Tracking (Tracker). Moja Ciekawość zaowocowała analizą dwóch patentów z tej dziedziny, która do tej pory była mi nieznana, co świadczy o dużym stopniu skomplikowania optymalnych instalacji fotowoltaicznych, których obecność widać na każdym kroku.
W literaturze dotyczącej zastosowań paneli fotowoltaicznych obowiązuje pojęcie MPPT, które dotyczy sposobu lub urządzenia do śledzenia punktu mocy maksymalnej panelu fotowoltaicznego. Upraszczając zagadnienie można założyć, że aby dla konkretnego ogniwa w danych warunkach uzyskać największą moc wyjściową, trzeba dobrać optymalną rezystancję obciążenia.
Według przedstawionego rysunku dostarczana moc panelu fotowoltaicznego zależy w podstawowej mierze od natężeni oświetlenia słonecznego, co ilustrują wyniki pomiarów przykładowego ogniwa przy różnym natężeniu światła. Czym większe natężenie oświetlenia, tym mniejsza jest optymalna rezystancja obciążenia, pozwalającą uzyskać maksymalną moc użyteczną dostarczana do obciążenia. I tu widzimy sens pojęcia MPPT: przetwornica współpracująca z panelem słonecznym powinna zmieniać swoją rezystancję wejściową i tak dostosowywać się do aktualnych możliwości panelu.
W praktyce przetwornica MPPT ma za zadanie inteligentnie dostosowywać pobór prądu z panelu, żeby stosunek aktualnego napięcia i prądu (U/R) był równy optymalnej rezystancji, pozwalającej „wyciągnąć” z ogniwa najwięcej mocy. Problem w tym, że ten punkt maksymalnej mocy (MPP) silnie zmienia się, zależnie, przede wszystkim, od natężenia oświetlenia, ale też od kilku innych czynników. Skąd więc przetwornica ma wiedzieć, jaki prąd pobrać z ogniwa?
I tutaj należy odwołać się do optymalizatorów mocy, które to urządzenie stanowiące dodatkowe wyposażenie paneli fotowoltaicznych. Jest ono odpowiedzialne za regulowanie i ograniczenie niedopasowania prądowo-napięciowego w modułach PV. Optymalizatory mogą także monitorować pracę całego systemu fotowoltaicznego i przesyłać raporty o usterkach, a w sytuacji awarii regulować moc energii elektrycznej do bezpiecznego poziomu. Zazwyczaj optymalizatory mocy są montowane przy samych modułach PV lub w puszkach połączeniowych modułów, ale na rynku możemy się także spotkać z modułami fotowoltaicznymi, które mają już fabrycznie wbudowany optymalizator. Wówczas mówimy o modułach Smart. Zadaniem optymalizatorów jest regulacja napięcia w panelach PV. Urządzenia wymuszają pracę pojedynczego modułu w momencie ich największych możliwości generacyjnych, co pozwala na bardziej efektywną pracę instalacji fotowoltaicznej. Uzysk energetyczny modułów wspomaganych optymalizatorami mocy może wzrosnąć o nawet kilkanaście procent w stosunku do paneli PV niewyposażonych w dodatkowe urządzenie.
Co istotne, działanie optymalizatorów mocy jest szczególnie ważne, kiedy mamy do czynienia z niedopasowaniem prądowo-napięciowym w modułach. Dochodzi do niego wtedy, kiedy któryś z modułów PV zaczyna pracować słabiej niż pozostałe. W takim przypadku moc łańcucha napięciowego modułów zmniejsza się do poziomu pracy najsłabszego ogniwa, obniżając efektywność pracy całej instalacji fotowoltaicznej. Dzięki zainstalowaniu optymalizatora mocy praca pojedynczego modułu staje się niezależna. Działanie optymalizatorów mocy polega na regulowaniu pracy modułów PV w taki sposób, aby była ona jak najbardziej efektywna i przynosiła nam maksymalny uzysk energetyczny. Optymalizator ma za zadanie znaleźć moment maksymalnej mocy konkretnego modułu i obciążyć go w taki sposób, aby moduł generował największą możliwą moc. Bez względu na to, jak w tym samym momencie wygląda praca innych modułów w łańcuchu. Musimy pamiętać, że chociaż wszystkie moduły w instalacji fotowoltaicznej powinny wykazywać te same parametry elektryczne i być tego samego typu, w zależności od stopnia ich użytkowania i umiejscowienia paneli PV na dachu, ich moc wytwórcza energii elektrycznej może się znacząco różnić. Wszystkie moduły w instalacji połączone są szeregowo w jedną grupę, tzw. łańcuch. Dlatego jeżeli na którymś z modułów PV pojawi się zabrudzenie lub zacienienie, będzie on pracował ze zmniejszoną mocą wytwórczą. W takim wypadku pozostałe moduły PV będą musiały dostosować się do najsłabszego ogniwa, w konsekwencji czego dojdzie do spadku mocy w całym szeregu. Dzięki zastosowaniu optymalizatorów mocy praca każdego z modułów PV umieszczonych na naszym dachu staje się niezależna, a czasowe osłabienie wydajności jednego z nich nie ma już wpływu na działanie całego łańcucha.
Korzyści z posiadania optymalizatorów mocy są największe wówczas, kiedy mamy do czynienia z cyklicznym niedopasowaniem prądowo-napięciowym w modułach spowodowanym np. czasowym zacienieniem. Optymalizator mocy przydaje się jednak także wtedy, kiedy mamy do czynienia z instalacją fotowoltaiczną, która została zainstalowana na różnych płaszczyznach dachu. Urządzenie pomaga także regulować pracę modułów w przypadku uszkodzenia diod lub ogniw w modułach PV, zabrudzenia ogniw, niejednakowego starzenia się modułów PV czy ich nierównomiernego nagrzewania się.
Głównymi graczami na rynku optymalizatorów fotowoltaicznych są marki SolarEdge, Tigo i HoneyBee. Optymalizatory Tigo i HoneyBee współpracują z większością inwerterów dostępnych na rynku. Optymalizatory SolarEdge współpracują wyłączne z inwerterami SolarEdge – to zintegrowany system.
Optymalizator mocy paneli fotowoltaicznych wymusza pracę w punkcie mocy maksymalnej MPP (ang. Maximum Power Point)na poziomie pojedynczego modułu. Oznacza to, że urządzenie wyszukuje maksymalny punkt mocy, co przyczynia się do zwiększenia mocy wyjściowej pojedynczego modułu, a tym samym do zwiększenia uzysków z modułu. MPPT – ang. Maximum Power Point Tracking – to skrót odnoszący się właśnie do optymalizatorów, które zostały wyposażone w specjalny elektroniczny algorytm, pozwalający na nieustanne śledzenie MPP napięcia elektrycznego w panelach fotowoltaicznych.
US9853565 Maximized Power in a Photovoltaic Distributed Power System, SOLAREDGE TECHNOLOGIES LTD, YOSCOVICH ILAN et al. Data patentu: 26.12.2017.
Przedmiotem patentu są układy optymalizatora mocy paneli fotowoltaicznych (z obwodami kompensacji napięcia), które mogą być skonfigurowane tak, aby dostarczać odpowiednie napięcia kompensacyjne do ciągów paneli fotowoltaicznych, w celu zmaksymalizowania pobieranej mocy. Obwody optymalizatora mogą zawierać odpowiednie wejścia, które mogą być podłączone do źródła zasilania i odpowiednie wyjścia, które mogą być połączone szeregowo z ciągami fotowoltaicznymi. 
Fig.1 pokazuje system łączenia paneli fotowoltaicznych w instalacji zasilającej DC znany w stanie techniki; Fig.2 pokazuje inny system łączenia paneli fotowoltaicznych w instalacji zasilającej DC znany w stanie techniki; Fig.3a pokazuje system konwersji energii zgodnie z wynalazkiem; Fig.3b pokazuje system konwersji energii zgodnie z inną cechą wynalazku; Fig.3c pokazuje więcej szczegółów obwodu kompensacji napięcia pokazanego na rysunkach 3a i 3b , zgodnie z wynalazkiem; Fig. 3d pokazuje implementację obwodu kompensacji napięcia pokazanego na Fig.3a i 3b , zgodnie z innym przykładem wykonania wynalazku; Fig.4 pokazuje metodę zastosowaną w systemach konwersji energii pokazanych na Fig.3a i 3b, zgodnie wynalazkiem; Fig.5 przedstawia częściowy schemat blokowy przykładowego systemu zasilania według przykładów wykonania; Fig.6A-6B przedstawia schematy przykładowych izolowanych przetwornic mocy przedstawionych w przykładach wykonania; Fig.7 przedstawia częściowy schemat blokowy obwodu kompensacji według wynalazku; Fig.8 przedstawia, blokowy schemat części obwodu kompensacji zgodnie z przykładowym wykonaniem; Fig.9 przedstawia częściowy schemat blokowy przykładowego systemu elektroenergetycznego według przykładów wykonania; Fig.10 przedstawia częściowy schemat blokowy przykładowego systemu elektroenergetycznego według przykładowych wcieleń; Fig.11A-11B przedstawia, częściowe schematy blokowe ilustracje przepływu prądu przez przykładowy obwód kompensacji zgodnie z przykładowymi przykładami wykonania; Fig.12 przedstawia częściowy schemat blokowy przykładowego systemu zasilania według przykładowych wcieleń; Fig.13 przedstawia częściowy schemat blokowy zintegrowanego modułu fotowoltaicznego według przykładowych wcieleń; Fig.14 przedstawia blokowy schemat części przykładowego urządzenia zasilającego według przykładowych wcieleń; Fig.15 przedstawia schemat blokowy części przykładowego urządzenia zasilającego według przykładowych wcieleń; Fig.16 przedstawia ilustracyjny schemat przedstawiający przechowywanie przykładowych urządzeń zasilających według przykładów wykonania.
Zgodnie ze stanem techniki Fig.1 ciąg fotowoltaiczny 109 obejmuje szeregowe połączenie paneli fotowoltaicznych 101, które mogą być połączone równolegle, aby uzyskać połączoną moc prądu stałego (DC). Równoległe wyjście zasilania DC łączy się z wejściem prądu stałego (DC) do falownika prądu przemiennego (AC) 103. Moc wyjściowa AC falownika 103 łączy się z obciążeniem AC 105. Obciążenie AC 105 może być obciążeniem AC, takim jak silnik prądu przemiennego lub może być siecią elektroenergetyczną. Z kolei zgodnie z Fig.2 każdy ciąg fotowoltaiczny 109 składa się szeregowo połączonych paneli fotowoltaicznych 101, oraz jest podłączony równolegle do wejścia konwertera DC-DC 205 zasilającego magistralą DC 211. Napięcie DC generowane przez ciąg fotowoltaiczny 109 jest przekształcane przez konwerter 205 na napięcie magistrali DC 211. Każdy szereg fotowoltaiczny 109 wraz z odpowiednim konwerterem DC-DC 205 tworzy szereg fotowoltaiczny 207. Wyjścia grup modułów 207 mogą być połączone równolegle do wejścia prądu stałego (DC) falownika prądu przemiennego (AC) 103 za pośrednictwem magistrali DC 211. Falownik 103 przekształca łączną moc wyjściową DC modułów 207 na moc prądu AC na wyjściu falownika 103. Wyjście falownika 103 łączy się z obciążeniem AC 105.
Tytułem wprowadzenia, cechy niniejszego wynalazku są ukierunkowane na maksymalizację mocy wyjściowej z niedostatecznie działających lub częściowo zacienionych ciągów fotowoltaicznych w systemie instalacji fotowoltaicznej zawierającej równolegle połączone ciągi fotowoltaiczne. Funkcje te mogą zapewnić maksymalną całkowitą moc wyjściową systemu oraz obniżyć koszty instalacji i konserwacji systemu. Cechy te mogą również zapewnić zwiększoną niezawodność systemu, ze względu na ograniczone warunki pracy przetwornic przełączających dodawanych do każdego z ciągów fotowoltaicznych w porównaniu z przetwornicami DC-DC 205, stosowanymi w konwencjonalnym systemie. Konstrukcja instalacji fotowoltaicznej Fig.3a według wynalazku zawiera wiele paneli fotowoltaicznych 101 połączonych szeregowo, tworząc ciąg fotowoltaiczny 109. Każdy ciąg 109 jest połączony szeregowo z obwodem kompensacji napięcia 307, którego rola jest kompensowany ciągu 315. Napięcie źródłowe (VS) może być wprowadzane do obwodu kompensacji napięcia 307. Wiele skompensowanych ciągów 315 może być połączonych ze sobą równolegle, aby uzyskać określoną moc wyjściową prądu stałego (DC) 211. Czujnik mocy 370 podłączony operacyjnie do centralnego sterownika 313 mierzy moc na wyjściu DC 211. Moc wyjściowa DC 211 jest podłączona do wejścia DC falownika prądu przemiennego (AC) 103. Falownik 103 przekształca łączną moc wyjściową DC 211 ciągów 315 na moc prądu przemiennego na wyjściu falownika 103. Wyjście falownika 103 łączy się z obciążeniem AC 105. Centralny sterownik 313 może być roboczo podłączony do każdego obwodu kompensacji napięcia 307 za pomocą dwukierunkowych linii sterowania i komunikacyjnych, jak pokazano, za pomocą komunikacji bezprzewodowej lub za pomocą linii energetycznej w magistrali DC 211. Centralny sterownik 313 może zawierać mikroprocesor z wbudowaną pamięcią i interfejsem, który może obejmować przetworniki analogowo-cyfrowe (ADC) i przetworniki cyfrowo-analogowe (DAC).
Z kolei przykład wykonania instalacji fotowoltaicznej Fig.3b charakteryzuje się konstrukcją 30b podobna do konstrukcji 30a z Fig.3b, z tym wyjątkiem, że system 30b nie ma centralnego sterownika 313. Zamiast tego monitorowanie i sterowanie w systemie 30b odbywa się przez każdy obwód 307, który może obejmować mikroprocesor z wbudowaną pamięcią i interfejsem, który może obejmować przetworniki analogowo-cyfrowe (ADC) i przetworniki cyfrowo-analogowe (DAC). Każdy obwód 307 jest operacyjnie podłączony do czujników 320, 322 i 324. Czujniki 320 i 322 mogą być przystosowane do wykrywania napięcia w szeregu fotowoltaicznym 109 oraz płynącego prądu. Alternatywnie, czujniki 320 i 324 mogą być przystosowane do wykrywania napięcia na skompensowanym ciągu 315 i prądu w ciągu 315. Alternatywnie, czujniki 324 i 322 mogą być przystosowane do wykrywania napięcia (VC) w obwodzie 307, a także natężenia prądu w obwodzie 307.
Obwody kompensacji napięcia 307 przedstawione na Fig.3a,3b, mogą być realizowany przy użyciu przetwornicy prądu stałego DC-DC 307a. Przetwornica DC-DC 307a może być obwodem typu buck, obwodem buck+boost lub zasilaczem impulsowym (SMPS). Wyjście przetwornicy DC-DC 307 jest połączone szeregowo w ciągu 315 w celu dodania napięcia kompensacji (VC) do ciągu 315. Wejście napięcia źródłowego DC (VS) do przetwornicy DC-DC 307 może być dostarczone z połączonego wyjścia DC ciągów 315 lub ciągów 109. Alternatywnie, wejście napięcia źródła dc (VS) może być dostarczane przez mikroinwerter przetwarzający prąd przemienny z sieci AC lub inne niezależne źródło zasilania prądem stałym, takie jak bateria lub generator prądu stałego. Obwód 307, jak pokazano na Fig.3c, jest konwencjonalnym obwodem przetwornicy DC-DC, który ma napięcie wejściowe VS z kondensatorem wejściowym C1 podłączonym równolegle przez VS. Jako tranzystory polowe (FET) z wbudowanymi diodami mogą być zaimplementowane dwa przełączniki: Q1 i Q2 połączone szeregowo poprzez podłączenie źródła Q1 do drenu Q2. Odpływ Q1 i źródło Q2 mogą być połączone równolegle przez kondensator wejściowy C1. Drugi koniec cewki indukcyjnej L jest podłączony do obwodu doładowania przetwornicy DC-DC 307 w węźle B. Węzeł B łączy dwa przełączniki zaimplementowane jako tranzystory polowe (FET): tranzystor Q4 i Q3 połączone są razem gdzie źródło Q4 łączy się z drenem Q3, tworząc węzeł B. Drenaż Q4 i źródło Q3 łączą się z kondensatorem wyjściowym C2, aby wytworzyć napięcie wyjściowe VC konwertera DC-DC 307.
Według wynalazku implementacja obwodu kompensacji 307 pokazanego na Fig.3a.3b, może być realizowany za pomocą falownika prądu przemiennego AC-DC. Falownik AC do DC 307b może być rodzajem zasilacza impulsowego (SMPS). Gdy obwód kompensacji napięcia 307 jest przetwornicą AC na DC 307b, wyjście DC przetwornicy AC na DC jest podłączone szeregowo w ciągu 315. Wejście AC (Vs) do przetwornicy AC na DC może być dostarczane z sieci zasilającej, z wyjścia AC falownika 103 lub z innego niezależnego źródła zasilania prądem przemiennym. Zasadę działania systemu kompensacyjnego 307 przedstawia algorytm Fig.4 według, którego parametr obwodu każdego równolegle podłączonego ciągu 315 jest monitorowany w kroku 404, w przypadku systemu 307b. Parametrem obwodu może być prąd płynący w ciągu 315, napięcie ciągu 315, napięcie ciągu fotowoltaicznego 109 lub napięcie VC w obwodzie 307. Prąd i napięcia w ciągu 315 mogą być użyte do określenia mocy (P) w ciągu 315 lub ciągu fotowoltaicznym 109 ze względu na to, że moc jest równa napięciu (V) pomnożonemu przez prąd (I).
W bloku decyzyjnym 406 algorytm sterowania zapisany w obwodzie 307 dostosowuje napięcie kompensacji VC, aby zmaksymalizować moc wyjściową ciągu 315. W kroku 408 napięcie kompensacji Vc dla ciągów 315 jest konfigurowane na podstawie wyniku algorytmu sterowania wykonanego w krokach 404 i 406.
UWAGA: Napięcie wejściowe (VS) do obwodu 307 może pochodzić z wyjścia prądu stałego (DC) 211, wyjścia prądu przemiennego (AC) falownika 103 lub oddzielnego niezależnego zasilania elektrycznego AC lub DC. Kilka skompensowanych ciągów 315 wyjść może być następnie podłączonych równolegle i dalej podłączonych do wejścia falownika 103, jak pokazano na Fig.3b. Gdy napięcie VC, a tym samym moc do wejścia obwodu 307 pochodzi z magistrali DC 211 lub wyjścia falownika 103, aby podać skompensowane napięcie VC. Całkowitą moc netto z systemu 30a można uzyskać bezpośrednio poprzez monitorowanie (krok 404) zasilania na magistrali DC 211. Gdy napięcie VS , a tym samym moc do wejścia obwodu 307 pochodzi z niezależnego źródła prądu stałego lub źródła prądu przemiennego, takiego jak zasilanie sieciowe, aby uzyskać napięcie kompensowane VC. Całkowitą moc netto z systemu 30a można uzyskać, odejmując moc monitorowaną na magistrali DC 211 (krok 404) od mocy dodanej przez obwody kompensacyjne 307. Kompensator 307 może być konfigurowany na różne sposoby. Na przykład, jeśli źródło zasilania Vs wyprowadza napięcie AC, kompensator 307 może zawierać przetwornicę AC-DC. W innym przykładzie, jeśli źródło zasilania Vs wyprowadza napięcie DC, kompensator 307 może zawierać przetwornicę DC-DC. W niektórych przykładach wykonania kompensator 307 może wyprowadzać napięcie dodatnie, dzięki czemu ciągi składające się na system 100, Fig.5 mają wspólne napięcie równe lub wyższe niż najwyższe napięcie ciągu bez użycia jednostek kompensatora. W niektórych przykładach wykonania kompensator 307 może zawierać obwód regulacji polaryzacji, skonfigurowany do wyprowadzania napięcia stałego o dodatniej lub ujemnej polaryzacji, co może pozwolić systemowi 100 na realizacje wspólnego napięcia ciągu fotowoltaicznego o dowolnej wielkości.
Według przykładu wykonania urządzenie kompensacyjne 307 może zawierać izolowany konwerter mocy, taki jak przetwornica Flyback DC-DC lub Forward DC/DC . W opisie patentowym przedstawiony jest konwerter Flyback, 213, który może być wyposażony w dodatnie i ujemne zaciski wejściowe (odpowiednio Vin + i Vin−) oraz dodatnie i ujemne zaciski wyjściowe (Vout + i Vout−). Wejścia mogą być elektrycznie odizolowane od wyjść za pomocą transformatora T3 utworzonego przez uzwojenia magnetycznie sprzężone L1 i L2. Z tego powodu konwerter Flyback można uznać za „konwerter izolowany”, czyli konwerter, w którym zaciski wejściowe są elektrycznie odizolowane od zacisków wyjściowych. Polaryzacja napięcia wyjściowego Flyback może być konfigurowana przez polaryzację uzwojenia L2. Jeśli L1 i L2 są nawinięte z tą samą polaryzacją, napięcie wyjściowe przez przetwornicę zostanie odwrócone (tj. o przeciwnej polaryzacji niż napięcie wejściowe). Jeśli polaryzacja uzwojenia L1 i polaryzacja uzwojenia L2 są różne, napięcie wyjściowe będzie nieodwrócone (tj. o tej samej polaryzacji co wejście). W konwerterze 213 uzwojenia L1 i L2 mają przeciwne polaryzacje, więc konwerter 213 może nie być odwracający. Przełączniki Q1 i Q2 (np. tranzystory MOSFET) mogą być przełączane w sposób uzupełniający (tzn. gdy Q1 jest włączony, Q2 jest wyłączony i odwrotnie) i mogą być używane do regulacji wyjściowego napięcia DC. Wielkość napięcia wyjściowego może zależeć od stosunku uzwojeń między uzwojeniami L1 i L2 oraz od cyklu pracy przełącznika Q1. Przełączanie może być sterowane przez jednostkę sterującą, taką jak mikroprocesor, ASIC, FPGA lub podobne odpowiednie urządzenie sterujące. Kondensatory Ci i Co mogą stabilizować odpowiednio napięcia wejściowe i wyjściowe. Zastosowanie izolowanej przetwornicy może być korzystne, ponieważ napięcie wyjściowe może być „pływające” w stosunku do napięcia wejściowego, a poprzez sprzężenie wyjść szeregowo z ciągiem fotowoltaicznym, napięcie ciągu może być modyfikowane przez wyjście konwertera bez względu na względne napięcie wejściowe do obwodu kompensacji.
Kolejną implementację obwodu kompensacji ciągu 307d, przedstawia Fig.6b. Obwód kompensacji 307 może zawierać odwracający konwerter Flyback, taki jak konwerter 212. Konwerter 212 może zawierać te same elementy funkcjonalne, co te pokazane w konwerterze 213, działające w ten sam sposób, przy czym różnica między konwerterem 213 i 212 dotyczy polaryzacji uzwojeń. W konwerterze 212 uzwojenia L1 i L2 mają tę samą polaryzację, co powoduje odwrócenie polaryzacji napięcia wyjściowego; „górny” zacisk wyjściowy to ujemny zacisk Vout−, a „dolny” zacisk wyjściowy to dodatni zacisk Vout+. Kolejny przykład wykonania przedstawia dwubiegunowy kompensator bipolarny 307e , który może zawierać izolowany konwerter DC/DC 620, taki jak omówiony poprzednio konwerter Flyback. Kompensator bipolarny może ponadto zawierać obwód regulacji polaryzacji, taki jak wiele przełączników Q3, Q4, Q5, Q6 skonfigurowanych w topologii „pełnego mostka” i sprzężonych równolegle z wyjściem konwertera DC/ DC 620. Gdy Q3 i Q6 są WŁĄCZONE, a Q4, Q5 są WYŁĄCZONE, napięcie wyjściowe kompensatora może mieć wielkość stopnia wyjściowego przetwornicy DC / DC, o przeciwnej polaryzacji. Przełączniki Q3, Q4, Q5 i Q6 mogą być sterowane przez ten sam kontroler, który steruje przełącznikami Q1 i Q2, lub przez inny sterownik. Bipolarna jednostka kompensacyjna może zwiększyć napięcie ciągu, wyprowadzając dodatnie napięcie stałe, lub może zmniejszyć napięcie ciągu, wyprowadzając ujemne napięcie stałe. Obwód kompensacji 307e może być sprzężony z urządzeniami komunikacyjnymi skonfigurowanymi do komunikowania się ze sobą i jedną lub więcej jednostkami zarządzającymi systemem, takimi jak główne urządzenie sterujące systemem.
W niektórych przykładach wykonania kompensator 307e może zawierać urządzenie 398 do śledzenia punktu mocy maksymalnej mocy (MPPT), które można skonfigurować tak, aby pobierać maksymalną moc z modułu fotowoltaicznego, który może być sprzężony z urządzeniem zasilającym. W niektórych przykładach wykonania kontroler konwersji DC/DC może zawierać funkcję MPPT. Kompensator 307e może ponadto zawierać urządzenie sterujące 371, którym może być mikroprocesor, cyfrowy procesor sygnałowy (DSP), układ ASIC lub układ FPGA. Urządzenie sterujące 371 może sterować i komunikować się z innymi elementami kompensatora 307e za pośrednictwem wspólnej magistrali 390 (lub jednego lub więcej elementów magistrali). W niektórych przykładach wykonania kompensator 307e może zawierać obwody lub czujniki 380 skonfigurowane do pomiaru parametrów na module fotowoltaicznym i elementach kompensatora lub w ich pobliżu.
W dodatkowych przykładach wykonania kompensator 307e może zawierać urządzenie komunikacyjne 350, które może być skonfigurowane do przesyłania i odbierania danych z innych urządzeń. Urządzenie komunikacyjne 350 może komunikować się za pomocą technologii Power Line Communication (PLC) lub technologii bezprzewodowych, takich jak ZigBee, Wi-Fi, Bluetooth, komunikacja komórkowa.
Inny przykład wykonania przedstawia dwubiegunowy obwód kompensacji 307f, który może zawierać obwód prostownika 610 sprzężony (np. równolegle) z obwodem regulacji polaryzacji 630. Obwód regulacji polaryzacji 630 może składać się z przełączników Q1, Q2, Q3 i Q4 skonfigurowanych w układzie „pełnomostkowym”. Obwód prostownika 610 może być skonfigurowany do konwersji wejścia AC na wyjście DC i może być zaimplementowany za pomocą np. czterech diod w układzie „prostownika pełnego mostka”. Kompensator bipolarny 307f może odbierać wyjście prądu przemiennego z zewnętrznego źródła zasilania (np. z sieci energetycznej lub z falownika DC/AC). Obwód prostownika 610 może ponadto zawierać stopień konwersji DC/DC i może być kontrolowany w celu wytworzenia napięcia DC o dowolnej wielkości. Przełączniki Q1, Q2, Q3 i Q4 mogą być skonfigurowane do sterowania polaryzacją wyjściowego napięcia DC. Gdy Q1 i Q4 są WŁĄCZONE i Q2, Q3 są WYŁĄCZONE, wyjście DC kompensatora może być dodatnie, a gdy Q1 i Q4 są WYŁĄCZONE i Q2, Q3 są WŁĄCZONE, wyjście kompensatora DC może być ujemne.
Przykładowy zoptymalizowany system zasilania fotowoltaicznego 200 przedstawiony na Fig.9 może składać się z wielu równolegle połączonych ciągów fotowoltaicznych 317 (np. 317a, 317n itp.). Ciąg fotowoltaiczny 317 może obejmować wiele połączonych szeregowo modułów fotowoltaicznych 101. Według niektórych aspektów ciąg 317 może być podobny do ciągu 315. Obwód kompensacji 307 (np. 307-1, 307-n itp.) może odbierać wejście DC z jednego lub więcej modułów fotowoltaicznych składających się z ciągu fotowoltaicznego. Jak pokazano Fig.9,10 każdy kompensator 307 może być sprzężony z całym ciągiem fotowoltaicznym. Na przykład wejście ujemne (Vin−) kompensatora 307-1 może być sprzężone z magistralą naziemną (lub inną magistralą niekoniecznie na ziemi), a wejście dodatnie (Vin+) może być sprzężone z dodatnim zaciskiem wyjściowym modułu fotowoltaicznego 101m, który może być ostatnim modułem w szeregowo połączonym ciągu modułów 101a… 101m. Kompensator 307 może zawierać izolowany konwerter DC/DC, taki jak jeden z konwerterów Flyback przedstawionych na Fig.6A,6B. Po podłączeniu dodatniego wejścia kompensatora Vin+ do jednego z wyjść za pomocą obejścia B1 a, można utworzyć dwie ścieżki prądowe między zaciskami wejściowym kompensatora a zaciskami wyjściowymi. Na przykład prąd może być w stanie płynąć z wejścia kompensatora bezpośrednio do wyjścia przez obejście B1a, a prąd może wpływać do kompensatora na zaciskach wejściowych i wypływać z kompensatora na wyjściach po przetworzeniu przez kompensator. Dzieląc prąd ciągu na wiele porcji, można znacznie zmniejszyć moc dostarczaną do wejść kompensatora 307-1, a także obniżyć koszt wdrożenia. Na przykład, jeśli duże napięcie ciągu jest wprowadzane do kompensatora 307, kierując niewielką część prądu do wejść kompensatora i większą część bezpośrednio na wyjście (przez ścieżkę obejściową), kompensator może przetworzyć zmniejszoną ilość mocy, a komponenty potrzebne do realizacji kompensatora mogą być odpowiednio mniejsze i tańsze.
Schemat przykładowej realizacji kompensatora w obwodzie fotowoltaicznym przestawia Fig.11A, która ilustruje prąd płynący w różnych gałęziach modułu fotowoltaicznego 101 sprzężonego z kompensatorem 307g , który jest jednobiegunowy kompensatorem (np. może nie zawierać obwodu regulacji polaryzacji) z nieodwracającym konwerterem Flyback. z parą zacisków wejściowych Vin+ i Vin− oraz parą zacisków wyjściowych Vout+ i Vout−. Ze względu na zwięzłość, dodatkowe elementy, które mogą znajdować się w kompensatorze (np. urządzenia komunikacyjne, bezpieczeństwa, sterujące i monitorujące itp., jak przedstawiono w odniesieniu do kompensatora 307e), nie są wyraźnie przedstawione. Kompensator może zawierać kondensator Ci sprzężony między wejściami i kondensator Co sprzężony między wyjściami. Przełączniki Q1 i Q2 (np. tranzystory MOSFET) mogą być przełączane w sposób uzupełniający. Q1 może być sprzężony między ujemnym zaciskiem wejściowym Vin− i uzwojeniem L 1, podczas gdy Q2 może być sprzężony między ujemnym zaciskiem wyjściowym Vout− a uzwojeniem L2 . Uzwojenia mogą być magnetycznie sprzężone ze sobą przez rdzeń magnetyczny. Moduł fotowoltaiczny 101 może być sprzężony z wejściami i może wprowadzać energie panelu fotowoltaicznego do obwodu kompensacji. Gdy Q1 jest WŁĄCZONE, a Q2 jest WYŁĄCZONE (zilustrowane na rys. 11A z „X”), uzwojenie L 1 może pobierać prąd z modułu fotowoltaicznego 101 i kondensatora rozładowującego Ci. Prąd modułu Ip można podzielić na bieżącą porcję Id, która może być wejściowa do kompensatora i może ładować L 1, oraz na bieżącą część Is, która może ominąć wejście kompensatora i może przepływać przez zaciski wyjściowe, ładując kondensator Co podczas przepływu z Vout− do Vout +. Prąd Is może być efektywnym prądem (np. ciągu 317 a przedstawiona na Fig. 9) i może przepływać do obwodu kompensacji 307g przez przewodnik 631 oraz może nadal płynąć z Vout+ przez przewodnik 631. Moc pobierana przez kompensator 307g w tym czasie jest podawana przez Vci •( Ip −Is ), która może być znacznie niższa niż moc wyjściowa przez moduł 101, która jest podana przez Vci • Ip . Ponieważ Vout− jest sprzężony z Vin+, napięcie wyjściowe jest podawane przez Vout+ =Vin+ +VCo . Innymi słowy, jeśli VC o jest dodatnie, napięcie wyjściowe może być wyższe niż napięcie wejściowe. Jeśli używany jest odwracający Flyback, napięcie wyjściowe może wynosić Vout+= Vin+−VCo, a napięcie wyjściowe będzie niższe niż napięcie wejściowe.
Schemat Fig.11B, który ilustruje prąd płynący w różnych gałęziach kompensatora 307g, gdy Q1 jest wyłączony (ilustruje Fig.11B z „X”) i Q2 jest WŁĄCZONY. Moduł fotowoltaiczny 101 może wyprowadzać prąd Ip, który jest podzielony na dwie części. Jedna część, Is, omija wejścia kompensatora i przepływa bezpośrednio do ujemnego zacisku wyjściowego Vout− przez ścieżkę obejścia. Druga część, Ici wpływa do kompensatora, aby naładować kondensator Ci. Uzwojenie L1 przenosi zmagazynowaną energię przez wspólny rdzeń magnetyczny do uzwojenia L2, które rozładowuje energię poprzez generowanie prądu IL2, który płynie w kierunku wyjścia Vout+. Podczas wyładowania kondensator Co, prąd rozładowania kondensatora Co Ico dodaje się do IL2, tworząc prąd Is. Podobnie jak w przypadku, gdy Q1 jest włączony, a Q2 jest wyłączony, pobór mocy do kompensatora 307g może być znacznie niższy niż moc generowana przez panel. Stosując odpowiedni stosunek uzwojeń dla L1 i L2 oraz przełączniki operacyjne Q1 i Q2 w odpowiednim cyklu pracy, ładowanie i rozładowywanie kondensatorów Ci i Co można skonfigurować tak, aby dostosować napięcie wyjściowe Vout+ do wartości, która doprowadza napięcie ciągu fotowoltaicz-nego do pożądanego wspólnego napięcia. Na przykład, jeśli L1 zawiera uzwojenia n1, a L2 zawiera uzwojenia n2, napięcie wyjściowe Vout+ można obliczyć jako: Vout+=Vin++(Vin+-Vin-)· n2/n1· D/(1-D) –gdzie D jest cyklem pracy przełącznika Q1, a (1-D) jest cyklem pracy przełącznika Q2.
US8314375 System and method for local string management unit, Tigo Energy, Arditi et al. Data patentu: 20.11.2012. Wynalazek dotyczy systemu przesyłanie danych z modułów fotowoltaicznych do centralnego falownika (lub zarządzania sterownikiem systemu) i innych lokalnych jednostek zarządzających w systemie produkcji energii w instalacji fotowoltaicznej bez zwiększania istotnych kosztów. Instalacje fotowoltaiczne zawierają moduły słoneczne o strukturze szeregowych rzędów połączonych równolegle, w których może wystąpić problem polegający na tym, że słabsze moduły nie tylko wytwarzają mniej energii, ale także wpływają na inne moduły w tej samej sekcji szeregu. Mierząc parametry poszczególnych paneli można stwierdzić, że niektóre z nich dostarczają mniej energii niż pozostałe w zainstalowanych ciągu grupy paneli. Tak więc ciąg wytwarza mniej mocy niż suma dostępna w każdym module, jeśli moduły byłyby obsługiwane osobno.
Fig.1-3B ilustruje lokalne jednostki zarządzającej LMU (Local management unit) pozyskiwaniem energii z paneli fotowoltaicznych, według przykładów wykonania; Fig.4A ilustruje system fotowoltaiczny według przykładu wykonania; Fig.4B ilustruje zespolony system fotowoltaiczny wraz z falownikiem i rozdzielaczem poszczególnych grup paneli fotowoltaicznych; Fig.5 ilustruje strukturę panelu fotowoltaicznego według jednego przykładu wykonania; Fig.6-8 pokazuje metody realizacji poprawy wydajności systemu fotowoltaicznego według wynalazku; Fig.9 ilustruje lokalną jednostkę zarządzającą LMU według kolejnego przykładu wykonania; Fig.10A,B jest wykresem częstotliwości nośnej oraz podsystem komunikacji dla lokalnej jednostki zarządzającej LMU, według wynalazku; Fig.11A ilustruje kolejna strukturę systemu fotowoltaiczny według wynalazku; Fig.11B ilustruje odbiornik LMU instalacji fotowoltaicznej według przykładu wykonania; Fig.12 ilustruje lokalną jednostkę zarządzającą LMU według kolejnego przykładu wykonania; Fig.13-18 ilustruje działanie lokalnej jednostki zarządzającej zilustrowanej na Fig.12; Fig.19 ilustruje lokalną jednostkę zarządzającą i modulator transmisyjny według kolejnego przykładu wykonania; Fig.20-25 ilustruje przykładowe charakterystyki prądowo-napięciowe falownika sterowany przez algorytm śledzenia punktu maksymalnej mocy MPPT; Fig.26 ilustruje metody maksymalizacji mocy wyjściowej układu solarnego poprzez (1) równoważenie wyjść prądowych modułów słonecznych, (2) równoważenie wyjść napięciowych szyn i (3) zastosowanie algorytmu MPPT do układu fotowoltaicznego; Fig.27,30 ilustruje krzywą I-V dla magistrali połączonego łańcucha, w którym wszystkie moduły fotowoltaiczne (2702) pracują z optymalnym obciążeniem; Fig.28,29,31 ilustrują krzywe I-V dla magistrali fotowoltaicznej , w której niektóre moduły fotowoltaiczne pracują w warunkach niskiego poboru mocy; Fig.32-33 ilustruje krzywą I-V dla układu fotowoltaicznego implementującego systemy i metody według wynalazku; Fig.34 ilustruje kolejną strukturę instalacji fotowoltaicznej według wynalazku; Fig.35-37 ilustruje strukturę i sterowanie mocą modułów fotowoltaicznych przez lokalne jednostki zarządzania (LSMU).
Ilustracje lokalne jednostki zarządzające LMU (Local management units) według przykładów wykonania przedstawia Fig.1-3B, według których lokalne jednostki zarządzające (101) są używane do okresowego włączania i wyłączania modułu fotowoltaicznego (102 ) w celu poprawy wydajności produkcji energii w systemach fotowoltaicznych połączonych, przynajmniej częściowo, szeregowo. Lokalna jednostka zarządzająca może być różnie określana jako kontroler modułu (lub konwerter) lub jednostka modułu łączącego. Jednym z przykładów lokalnej jednostki zarządzającej jest dowolna z różnych lokalnych jednostek zarządzających (kontrolerów modułów) oferowanych przez Tigo Energy, Inc. z Los Gatos w Kalifornii.
Lokalna jednostka zarządzająca (101) dla modułu ( 102 ), która zawiera sterownik, może być używana do okresowego łączenia modułu (102) z szeregową magistralą zasilania ( 103 ) za pomocą przełącznika Q1 (106), w celu poprawy całkowitej mocy wyjściowej dla ciągu modułów podłączonych szeregowo do magistrali zasilania prądowego oraz transmisji danych. Moduł (102) jest podłączony równolegle do kondensatora C 1 (105) lokalnej jednostki zarządzającej (101). Dioda D1 (107 ) jest połączona szeregowo w szeregowej magistrali zasilania (103), która może, ale nie musi być częścią ogólnej konfiguracji siatki modułów. Przełącznik Q1 (106) lokalnej jednostki zarządzającej może selektywnie podłączyć lub odłączyć moduł (102) i kondensator C1 (105) od równoległego połączenia z diodą D1 (107), a tym samym podłączyć lub odłączyć moduł (102) od szeregowej magistrali zasilania (103).
W przykładzie wykonania sterownik (109) odbiera parametry (104a, 104b, 104c) z jednostki zdalnego zarządzania za pośrednictwem szeregowej magistrali zasilania (103) lub oddzielnego połączenia transmisji danych (np. oddzielnej magistrali danych lub połączenia bezprzewodowego). W niektórych przykładach wykonania sterownik (109) może komunikować się z innymi lokalnymi jednostkami zarządzającymi podłączonymi na szeregowej magistrali mocy (103) w celu uzyskania parametrów pracy modułów podłączonych do szeregowej magistrali mocy (103), a tym samym obliczyć parametry (np. 104a i 104b ) na podstawie otrzymanych parametrów pracy.
Sterownik (109) służy do przetwarzania sygnałów wejściowych (np. 104a, 104b, 104c) i sterowaniem przełączników Q1 (106) i Q2 (108). W jednym przykładzie wykonania kontroler (109) jest małym mikrokontrolerem jednoukładowym (SCMC). Na przykład kontroler (109) można zaimplementować za pomocą układu scalonego specyficznego dla aplikacji (ASIC) lub układu FPGA (Field Programmable Gate Array). Poprzez okresowe włączanie i wyłączanie modułu (102) (lub grup ogniw w ciąg), lokalna jednostka zarządzająca (101) może obniżyć napięcie zasilania magistrali (103), co może spowodować, że prąd obciążenia szyny (103) będzie wyższy, generując wyższą całkowitą moc wyjściową modułu. W przykładzie wykonania Fig.3A gdy sterownik (109) włącza przełącznik (106), napięcie panelu i kondensator C1 (105) są połączone równolegle do złączy (112 i 114), co oznacza ,że napięcie wyjściowe między złączami (112 i 114) jest zasadniczo takie samo jak napięcie panelu wyjściowego. W okresie, w którym przełącznik (106) jest wyłączony (otwarty), sterownik (109) włącza (zamyka) przełącznik (108), aby zapewnić ścieżkę wokół diody D1 (107) w celu poprawy wydajności.
Napięcie panelu ładuje kondensator C1 (105), tak że po włączeniu przełącznika (106) zarówno panel modułu, jak i kondensator (105) dostarczają prądy przechodzące przez złącza (112 i 114), umożliwiając przepływ prądu większego niż prąd modułu w ciągu (szeregowa magistrala zasilania (103)). Gdy przełącznik (106) jest wyłączony (otwarty), dioda D1 (107) zapewnia również ścieżkę między złączami (112 i 114), aby podtrzymać prąd w ciągu, nawet jeśli przełącznik (108) jest wyłączony z pewnych powodów. W alternatywnym przykładzie wykonania Fig.3B napięcie panelu (180) jest podłączone do zacisków (182, 184). Zaciski (182, 186) są podłączone do magistrali ciąg (103). Sterownik modułu (110) i mikrokontroler jednoukładowy (SCMC) sterują przełącznikami Q1 i Q2. W normalnych warunkach pracy Q1 jest włączony, aby umożliwić normalne działanie systemu. Gdy prąd obciążenia przekracza możliwości źródła, to rezultacie napięcie źródła spada, Q1 i Q2 rozpoczynają pracę PWM (modulacja szerokości impulsu) pod kontrolą sterownika modułu (110). PWM polega na modulacji cyklu pracy w celu kontrolowania ilości mocy przesyłanej do obciążenia. Dzięki temu prąd ciągu pozostaje stały, a napięcia wejściowe mogą być utrzymywane w maksymalnym punkcie mocy. W jednym przykładzie wykonania pojedynczy mikrokontroler chipowy (SCMC) (109) może być podłączony równolegle do diody D1 (107), aby działał w sposób SCMC 109, jak opisano powyżej. W jednym przykładzie wykonania sterownik modułu (110) i mikrokontroler jednoukładowy (SCMC) (109) można zintegrować w jednym sterowniku, jak pokazano na przykład na Fig.3A. Jednoukładowy mikrokontroler (SCMC) (109) posiada interfejs komunikacyjny sprzężony z głównym sterownikiem (104 a, 104 b, 104 c).
Przykładowy system fotowoltaiczny (200) ilustruje Fig.4A, który jest zbudowany z kilku komponentów, w tym modułów fotowoltaicznych (201 a, 201 b, . , 201 n), lokalnych jednostek zarządzających (202 a, 202 b, . , 202 n), falownika (203) i jednostki zarządzania systemem (204). Magistrala ciągów (205) może być podłączona do falownika (203) bezpośrednio lub jako poprzez panel bezpieczników.. Aby ograniczyć zmiany napięcia magistrali, jednostka zarządzająca (204) może przypisać inną fazę dla każdej z lokalnych jednostek zarządzających (202 a, 202 b, . , 202 n). W dowolnym momencie, maksymalna z góry określona liczba modułów (np. jeden pojedynczy moduł może być odłączona od magistrali sieci fotowoltaicznej (205). Jednostka zarządzająca systemem (204) odbiera dane wejściowe czujników z czujnika słońca, czujnika temperatury, celu sterowania systemem fotowoltaicznym (200). Jednostka zarządzająca może również okresowo wysyłać sygnały synchronizacji, aby ustawić wartości czasu itp.
Według figury Fig.5 panel słoneczny (300) ma kilka ciągów ogniw słonecznych z lokalną jednostką zarządzająca (101), która jest zastosowana do grupy ogniw (301) w ciągu pojedynczego panelu słonecznego (300), lub w niektórych przypadkach do każdego ogniwa ( 301 ) w panelu słonecznym (300). Grupa ogniw fotowoltaicznych ( 301 ), które są podłączone do lokalnej jednostki zarządzającej (101) może być połączona ze sobą szeregowo, równolegle lub w konfiguracji mieszanej . Szereg lokalnych jednostek zarządzających (101) łączy grupy modułów (301) w ciąg, aby zapewnić wyjście dla panelu fotowoltaicznego (300). Metody poprawy wydajności systemu fotowoltaicznego według niektórych przykładów wykonania ilustrują w sposób graficzny procedury Fig.6-8. Fig.10A to wykres górnej połowy widma częstotliwości (500) częstotliwości nośnej (501) dla konkretnego LMU. Widmo częstotliwości (500) pokazuje harmoniczne fin1-fnn jako elementy (505a-n). Strzałki nad harmonicznymi fin1-finn (505a-n) wskazują, że drgają one wraz ze zmianami modulacji szerokości impulsu z cyklu na cykl. Pokazano również krzywą filtra wycinającego (504), która może być użyta do usunięcia znacznych szumów w celu uniknięcia problemów EMI w systemie i zapewnienia zgodności z FCC i innymi przepisami agencji regulacyjnych, jeśli to konieczne.
Przykładowa instalacja fotowoltaiczna Fig.11A zawiera podsystem odbiornika (300), który jest połączoną z głowicą w celu odbierania modulowanych sygnałów z lokalnych jednostek zarządzających. Podsystem odbiornika (300) obejmuje ścieżkę odbiorczą oddzieloną od magistrali (205) i skrzynki komutacyjnej (206), dzięki czemu modulowane sygnały z lokalnych jednostek zarządzających mogą być odzyskiwane przed dostarczeniem do skrzynki komutacyjnej (206). Podsystem odbiornika (300) obejmuje odbiornik (301), linię czujnikową (302) i linię wyjściową danych (303). Linia czujnikowa (302) jest podłączona do magistrali instalacji (205), a linia wyjściowa danych (303) łączy się ze skrzynką łączącą (206). Według przykładu wykonania podsystem (300) może znajdować się wewnątrz falownika (203). W jednym przykładzie wykonania podsystem (300) jest zawarty w skrzynce (206). Podsystem (300) pokazano na zewnątrz skrzynki kombajnu (206) na rys. 11A dla celów przejrzystości.
Odbiornik (301), Fig.11B zawiera filtr pasmowo-przepustowy (310), mikser ( 311 ), oscylator VCO (312), filtr wielopasmowy (313), mikrokontroler ( 314 ) i zasilacz (315). Dane z lokalnej jednostki zarządzającej docierają przez magistralę energetyczną 205 za pośrednictwem linii czujnikowej (305), a następnie przechodzą przez filtr pasmowy (310) w celu poprawy stosunku sygnału do szumu. Mieszacz (311) mnoży sygnały z wyjścia filtra pasmowo-przepustowego (310 ) i oscylatora VCO (312). Wyjście miksera (311 ) jest następnie stosowane do wielopasmowego filtra przepustowego (313), gdzie sygnał jest analizowany w wielu pasmach, częstotliwościach i domenach czasowych. Wyjście filtra wielopasmowego (313 ) jest analizowane przez mikrokontroler (314). Zasilacz (315) może odbierać zasilanie z szyny (205) lub z falownika (203) i dostarczać ją do różnych elementów odbiornika (301). Fig. 12 przedstawia nowatorską topologię lokalnej jednostki zarządzającej (1200) jako rozproszonego konwertera, który jest przetwornicą szeregowo-rezonansową z przesunięciem fazowym do pracy przy niewielkim obciążeniu. Lokalna jednostka zarządzająca (1200) zawiera kondensator Cin, przełączniki Q1, Q2, Q3, Q4, cewkę indukcyjną LR, kondensator CR, transformator z uzwojeniem pierwotnym Tp sprzężonym z uzwojeniem wtórnym Ts, diody D1, D2 i dwa kondensatory Cout. Typowy zakres napięcia wejściowego Vin dla lokalnej jednostki zarządzającej (1200) to standardowe napięcie panelu Vmp plus lub minus 20%. Napięcie wyjściowe Vout przetwornicy rozproszonej jest stałą wartością 375V plus lub minus kilka punktów procentowych.
Podczas pracy przełącznik Q1 i przełącznik Q2 są sterowane na przemian, a przełącznik Q3 i przełącznik Q4 są sterowane odwrotnie. Gdy przełącznik Q1 jest włączony, to przełącznik Q3 też jest włączony. Gdy przełącznik Q2 jest włączony, to przełącznik Q4 też jest włączony. Prąd można zwiększać lub zmniejszać, regulując przełączniki Q1, Q2, Q3, Q4. Sterownik, odpowiednio podłączony do zasilacza, steruje pracą przełączników Q1, Q2, Q3, Q4. Kontroler może być mikrokontrolerem, który zapewnia przesunięcie fazowe utworzone między prądami kontrolowanymi przez przełączniki Q1, Q2, Q3, Q4 . Cewka indukcyjna LR i kondensator CR stanowią obwód LC. Uzwojenie pierwotne Tp transformatora T jest sprzężone z uzwojeniem wtórnym Ts. Dioda D1, dioda D2 i kondensator Cout stanowią obwód prostownika Delona. W cyklu dodatnim dioda D1 ładuje górny kondensator kondensatora Cout. W cyklu ujemnym dioda D2 ładuje dolny kondensator kondensatora Cout. Vout jest w rzeczywistości dwa razy większe niż napięcie na uzwojeniu wtórnym Ts transformatora T. Wydajność nowej topologii lokalnej jednostki zarządzającej (1200) powinna być wyższa niż 96 procent w zakresie od 20 procent do 100 procent obciążenia. Topologia lokalnej jednostki zarządzającej (1200) powinna umożliwiać bezpośrednią kontrolę impedancji wejściowej dla płynnego sterowania MPPT i powinna minimalizować potrzebę sieci tłumiących (tj. tłumików) w celu ograniczenia emisji EMI w celu poprawy niezawodności i maksymalizacji wydajności. Ponadto transformator powinien być chroniony przed nasyceniem. Napięcie izolacji musi być wyższe niż 2000 V, a straty przełączania zmniejszone (tj. przełączanie zerowego prądu / przełączanie zerowego napięcia). Brak obciążenia należy określić podczas włączania falownika. Ilustracja przebiegów w układzie lokalnej jednostki zarządzającej ( 1200 ) przedstawia Fig.13-18, które pokazują wydajność lokalnej jednostki zarządzającej ( 1200 ) oraz redukcję stanów przejściowych napięcia tłumiącego bez uciekania się do sieci tłumiącej w lokalnej jednostce zarządzającej ( 1200).
Przebieg widmowy (1802) typowych charakterystyk emisji lokalnej jednostki zarządzającej (1200) zobrazowuje Fig.18. Tętnienie prądu lokalnej jednostki zarządzającej (1200) jest mierzone za pomocą sondy prądowej. Większość tętnień prądu pochodzi z falownika (203). Z przebiegu widmowego (1802) widać, że transmisja danych jest możliwa, ale musi być na tym samym lub wyższym poziomie niż poziom szumu. Widać, że maksymalna wartość poziomu szumu wynosi około 35 dB. Częstotliwość przełączania jest wyraźnie widoczna i może być wykryta w przebiegu widmowym (1802 ).
Realizacje przykładowej jednostki zarządzającą (1900), według wynalazku przedstawia Fig.19, która może być użyta w miejsce omówionych powyżej lokalnych jednostek zarządzania. Lokalna jednostka zarządzająca (1900) zawiera kondensator C1 , przełączniki Q1 , Q2 , diodę D1 , cewkę indukcyjną L, kondensator C2 , sterownik (1902) , zaciski (1904, 1906, 1908) i modulator transmisji komunikacji (1910) . Funkcjonowanie lokalnej jednostki zarządzającej (1900) jest podobny do działania lokalnych jednostek zarządzania, jak omówiono powyżej. Transmisja danych przez lokalną jednostkę zarządzającą (1900) obejmuje modulację częstotliwości przełączania lokalnej jednostki zarządzającej (1900) i przesyłanie danych przy użyciu samego modułu fotowoltaicznego jako wzmacniacza mocy.
Modulator transmisji komunikacyjnej (1910) moduluje przełączanie pracy modulacji szerokości impulsu (PWM) w celu przesyłania danych z lokalnej jednostki zarządzającej (1900). Można stosować różne schematy kodowania modulacji, takie jak na przykład zmodyfikowane FM (MFM) i kodowanie Manchester. W praktyce modulator transmisji komunikacyjnej (1910) jest częścią lokalnej jednostki zarządzającej (1900), ale może być układem zewnętrznym w stosunku do lokalnej jednostki zarządzającej (1900). Fig.20 ilustruje przykładowy prąd falownika sterowany algorytmem śledzenia punktu maksymalnej mocy. Taki prąd może wystąpić, gdy układ słoneczny jest podłączony do falownika obsługującego MPPT, takiego jak między innymi SB300 firmy SMA America i IG2000 firmy Fronius. Typowy algorytm MPPT tłumi i wzmacnia prąd (2003) w układzie fotowoltaicznym (na przykład poprzez zwiększenie i zmniejszenie impedancji widzianej przez układ fotowoltaiczny), powodując wahania w szczytowych impulsach prądu ( 2001 a-n ) i ujemnych impulsach.
Przykład złożonej krzywej I-V (2203) dla modułów słonecznych na szynie grupy paneli ilustruje Fig.22 na której zaznaczone są punkty robocze dla dwóch różnych modułów fotowoltaicznych.. Punkt roboczy (2202) ma niższe nachylenie i reprezentuje słaby moduł. Punkt roboczy (2201) ma większe nachylenie i reprezentuje silny moduł . Zmiana prądu szyny ciągu (2204a) dla słabego modułu jest taka sama jak zmiana prądu łańcucha paneli (2204b) dla silnego modułu, ponieważ moduły fotowoltaiczne są połączone szeregowo, a zatem muszą działać przy tym samym prądzie. Ponieważ jednak dwa różne moduły znajdują się w różnych punktach roboczych na krzywej I-V (2203), wynikająca z tego zmiana napięcia (2206, 2205) dla każdego z nich nie jest taka sama. Zmiana napięcia dV2 (2206) dla słabego modułu jest większa niż zmiana napięcia dV1 (2205) dla silnego modułu .
Fig. 24 ilustruje przykładowy wykres prądu w stosunku do czasu dla silniejszej i słabszej grupy paneli, gdy napięcie szyn łańcucha waha się. Silniejsza szyna łańcucha ma mniejszą zmianę prądu (2401), ponieważ punkt roboczy jest bliżej prądu w obwodzie zamkniętym (gdzie krzywa I-V spotyka się z osią Y). Słabsza szyna łańcucha ma większą zmianę prądu (2400), ponieważ punkt roboczy jest bliżej napięcia w obwodzie otwartym (gdzie krzywa I-V spotyka się z osią X).
WNIOSKI
WprowadzeniePanele słoneczne mają nieliniową charakterystykę napięciowo-prądową, z wyraźnym maksymalnym punktem mocy (MPP), który zależy od czynników środowiskowych, takich jak temperatura i napromieniowanie. Aby stale zbierać maksymalną moc w dowolnym momencie z paneli słonecznych, należy zastosować algorytmy MPPT. Obliczenia dają wyjście, które dostarcza maksymalny prąd przy wymaganym napięciu w dowolnym momencie. W warunkach słabego oświetlenia skompensuje niski poziom światła i znajdzie nowy punkt, w którym ogniwo słoneczne zapewnia maksymalną moc wyjściową.
AlgorytmyMPPT W ciągu ostatnich dziesięcioleci opracowano i opublikowano wiele metod znajdowania MPP. Techniki te różnią się między innymi pod wieloma względami, takimi jak wymagane czujniki, złożoność, koszt, zakres skuteczności, szybkość konwergencji, prawidłowe śledzenie podczas napromieniowania lub zmiany temperatury.
Klasyfikacja algorytmów MPPT
ŚLEDZENIE STAŁEGO NAPIĘCIA: Jest to stosunkowo łatwa i nieefektywna metoda znalezienia maksymalnego punktu mocy dowolnego modułu fotowoltaicznego. Przyjmuje się, że maksymalny punkt mocy modułu fotowoltaicznego wynosi około 0,75 razy więcej niż napięcie obwodu otwartego (Voc). Tak więc, mierząc napięcie obwodu otwartego modułu fotowoltaicznego, można wygenerować napięcie odniesienia i zaimplementować schemat napięcia przewodzenia zasilania, aby doprowadzić napięcie modułu fotowoltaicznego do punktu maksymalnej mocy. Wady tej metody to:
Maksymalny punkt mocy modułu fotowoltaicznego nie zawsze mieści się w przedziale 70% - 80% Voc. Stąd wydajność śledzenia jest niska.Otwarty obwód modułu fotowoltaicznego zmienia się w zależności od temperatury. W związku z tym napięcie w obwodzie otwartym należy mierzyć w sposób ciągły dla zmian temperatury.
ALGORYTM PERTURB & OBSERVE (P&O): Metoda jest szeroko stosowanym podejściem do MPPT. Jak sama nazwa wskazuje, metoda ta działa poprzez zakłócanie systemu poprzez zwiększanie lub zmniejszanie napięcia roboczego modułu fotowoltaicznego i obserwowanie jego wpływu na moc wyjściową dostarczaną przez moduł. Sterownik systemu fotowoltaicznego zmienia wyjście modułu fotowoltaicznego małym krokiem w każdym cyklu sterowania. Rozmiar kroku jest na ogół stały i można go zwiększyć lub zmniejszyć. Zarówno napięcie wyjściowe modułu fotowoltaicznego, jak i prąd wyjściowy mogą być obiektem sterującym, więc proces ten nazywa się "perturbacją". Następnie, porównując moc wyjściową macierzy fotowoltaicznej cykli przed i po zaburzeniu, metoda ta określa maksymalny punkt mocy.Jeśli moc wyjściowa zostanie zwiększona w określonym cyklu, to zgodnie z tą metodą sterownik systemu zmieni krok w tym samym kierunku, co poprzedni cykl i sprawdzi dalszy wzrost mocy modułu fotowoltaicznego. Natomiast jeśli obserwowana moc wyjściowa jest zmniejszona, sterownik systemu zmienia krok w kierunku przeciwnym do poprzedniego cyklu. W ten sposób rzeczywisty punkt pracy modułu fotowoltaicznego może zbliżyć się do maksymalnego punktu mocy, a na koniec w stanie ustalonym oscyluje wokół maksymalnego punktu mocy na bardzo małym obszarze. Powoduje to utratę mocy, która zależy od szerokości kroku pojedynczego zakłócenia. Jeśli szerokość kroku jest duża, algorytm MPPT będzie szybko reagował na nagłe zmiany warunków pracy z kompromisem zwiększonych strat w stabilnych lub powoli zmieniających się warunkach. Jeśli szerokość kroku jest bardzo mała, straty w stabilnych lub powoli zmieniających się warunkach zostaną zmniejszone, ale system będzie w stanie reagować bardzo powoli na gwałtowne zmiany temperatury lub nasłonecznienia. Wartość idealnej szerokości kroku jest zależna od systemu i musi zostać określona eksperymentalnie.
ALGORYTM PRZEWODNOŚCI PRZYROSTOWEJ: Wadę metody poprzedniej metody do śledzenia mocy szczytowej w szybko zmieniających się warunkach atmosferycznych przezwycięża metodą IC. Układ scalony może określić, że MPPT osiągnął MPP i przestać zakłócać punkt operacyjny. Jeśli ten warunek nie jest spełniony, kierunek, w którym punkt roboczy MPPT musi być zakłócony, można obliczyć przy użyciu relacji między dl/dV a –I/V . Zależność ta wynika z faktu, że dP/dV jest ujemny, gdy MPPT znajduje się na prawo od MPP i dodatni, gdy znajduje się na lewo od MPP. Algorytm ten ma przewagę nad P&O, ponieważ może określić, kiedy MPPT osiągnął MPP, gdzie P&O oscyluje wokół MPP. Ponadto przewodność przyrostowa może śledzić szybko rosnące i malejące warunki natężenia promieniowania z większą dokładnością niż zakłócenia i obserwacje. Jedną z wad tego algorytmu jest zwiększona złożoność w porównaniu do P&O.
Materiały filmowe ilustrujące działanie algorytmu MPPT:
Materiału dodatkowe z tego zakresu:” MPPT concept – YouTube
C.D.N