Método de implementación específico del optimizador de voltaje

A continuación, se combinan diversas realizaciones para explicar de forma clara y completa el esquema de la presente invención. Las realizaciones descritas son solo para la narración y explicación de la presente invención, no todas. Con base en estas realizaciones, los esquemas obtenidos por técnicos en este campo sin trabajo creativo pertenecen al ámbito de protección de la presente invención.
En el sistema de fuente de alimentación conmutada, la fuente de alimentación suele utilizar dispositivos semiconductores de potencia como elementos de conmutación y ajusta la tensión de salida activando y desactivando periódicamente el interruptor y controlando el ciclo de trabajo de los elementos de conmutación. La fuente de alimentación conmutada se compone principalmente de un circuito de entrada, un circuito de conversión, un circuito de salida y una unidad de control. La conversión de potencia es su componente principal, que se compone principalmente de un circuito de conmutación, y en algunos casos también se utiliza un transformador. Para cumplir con los requisitos de alta densidad de potencia, el convertidor debe funcionar en un estado de alta frecuencia, y el transistor de conmutación debe utilizar un brazo de cristal con alta velocidad de conmutación y tiempos de activación y desactivación cortos. Los interruptores de potencia típicos incluyen tiristores de potencia, transistores de efecto de campo de potencia y transistores bipolares aislados. El modo de control se divide en modulación por ancho de pulso, modulación por ancho de pulso y modulación de frecuencia, modulación mixta, modulación por frecuencia de pulso, etc., siendo la modulación por ancho de pulso la más utilizada. Las fuentes de alimentación conmutadas (SMPS) se dividen en convertidores de CA a CA (CA/CA), como convertidores de frecuencia y transformadores, según las diferentes formas de tensión de entrada y salida; también se dividen en convertidores de CA a CC (CA/CC), como rectificadores; y en convertidores de CC a CA (CC/CA), como inversores; y en convertidores de CC a CC (CC/CC), como convertidores de tensión y de corriente. La fuente de alimentación conmutada utilizada en esta aplicación es principalmente un convertidor de tensión de CC a CC. El ruido de conmutación causado por la operación de conmutación al operar la fuente de alimentación conmutada causará interferencias electromagnéticas en los equipos electrónicos, incluida la fuente de alimentación conmutada. El ruido de conmutación se refiere al componente de ruido y ciertos componentes armónicos causados ​​por la frecuencia de conmutación del interruptor de alimentación de la fuente de alimentación conmutada. Cuando se produce una interferencia electromagnética, se altera el funcionamiento de los dispositivos electrónicos periféricos del dispositivo de alimentación, incluida la fuente de alimentación conmutada. El método convencional para suprimir la aparición de interferencias electromagnéticas consiste en modificar el método de modulación de la frecuencia de conmutación. Sin embargo, el método de modulación de frecuencia produce una ondulación de la tensión de salida modulada según la frecuencia de conmutación, superponiéndose esta ondulación a la componente de ondulación de la tensión de salida causada por la ondulación de la tensión de entrada, generando así una ondulación de la tensión de salida mayor.
En el sistema de fuente de alimentación conmutada, la presente solicitud aprovecha al máximo las características de la propia fuente, como el convertidor de tensión CC a CC, considerado un optimizador de potencia, añadiendo elementos inductores/condensadores al circuito de conversión de tensión, acoplando la tensión de salida generada por el circuito de conversión de tensión a la entrada o salida del propio circuito y transmitiéndola a la línea de transmisión CC común utilizada para proporcionar la tensión en serie total. El optimizador de voltaje es un convertidor de voltaje reductor-elevador de CC a CC, además de un dispositivo de seguimiento de potencia máxima de batería de un solo componente. Una vez que el optimizador de potencia optimiza la potencia máxima de un solo componente, esta se transmite al inversor terminal para su procesamiento de CC a CA y, posteriormente, se suministra para uso local o para la generación de energía y la conexión a la red eléctrica. El inversor terminal puede ser generalmente un dispositivo inversor puro sin seguimiento de potencia máxima o un dispositivo inversor equipado con seguimiento de potencia máxima secundario. Los optimizadores de potencia convencionales se dividen principalmente en tipo serie y tipo paralelo, con topologías ligeramente diferentes, como circuitos BUCK, BOOST o BUCK-BOOST.
El optimizador de potencia serie adopta el concepto de diseño de voltaje fijo. En resumen, la placa de control del inversor determina un voltaje de bus de CC estable a partir del voltaje de terminal de CA, resume la potencia máxima captada por cada optimizador conectado en serie, calcula la corriente de bus y la transmite al optimizador mediante una red inalámbrica o una portadora de potencia. En este momento, el voltaje a la salida de cada optimizador es igual a la potencia máxima del componente captado dividida entre la corriente de bus. Cuando el componente se bloquea, el optimizador redeterminará el valor máximo de potencia de salida según la curva voltampere y lo transmitirá a la placa de control del inversor por vía inalámbrica o por portadora de potencia. Bajo la premisa de mantener la tensión del bus de CC.

Si la tensión permanece constante, la placa de control recalcula la corriente del bus (se reduce) y la realimenta a cada optimizador. En este momento, se reduce la potencia del componente bloqueado y el optimizador también reduce la tensión para confirmar que la corriente de salida cumple con el estándar. Los optimizadores de otros componentes desbloqueados aumentan la tensión para cumplir con el estándar de corriente de salida. Si el componente está demasiado bloqueado, el optimizador de potencia lo ignora hasta que vuelve a funcionar. Esta regulación es, en realidad, un proceso de suplementación de tensión, que proporciona al inversor la tensión del bus de CC más estable y optimizada.
El optimizador de potencia en paralelo también utiliza un modo de tensión fija. El inversor determina la tensión del bus basándose en el bucle cerrado de CC y CA. Cada optimizador eleva la tensión de su propio terminal de salida a un valor especificado. En este momento, la corriente de entrada al inversor equivale a la suma de las corrientes después de dividir la potencia máxima obtenida por cada optimizador entre la tensión nominal. Dado que la obstrucción de nubes densas tiene poco efecto en el voltaje de los componentes, pero afecta principalmente la corriente de salida, los optimizadores en paralelo generalmente no realizan ajustes frecuentes por desajuste de voltaje. Gracias a esta conexión en paralelo, las corrientes de salida no se afectan entre sí, lo que puede considerarse una ventaja de los optimizadores en paralelo sobre los optimizadores en serie. Al mismo tiempo, si algún componente individual se obstruye gravemente y el dispositivo elevador no puede iniciarse, el optimizador se desconecta automáticamente, envía una señal de error y se reinicia hasta que se solucione el problema. Sin embargo, en comparación con la topología en serie, la topología en paralelo también presenta las mismas deficiencias que el microinversor, y el rango de elevación es amplio. Actualmente, el voltaje de circuito abierto más común de los componentes es de aproximadamente 38 voltios, y el voltaje de trabajo es de aproximadamente 30 voltios. En circunstancias normales, el rango de elevación y reducción de voltaje de la topología en serie se controla entre el 10 % y el 30 %, y este rango se incrementa hasta el 10 %-90 % en condiciones de voltaje insuficiente. Sin embargo, tanto la topología en paralelo como el microinversor necesitan elevar la tensión de entrada del componente a un valor relativamente alto, de unos 400 V, lo que equivale a un aumento de 10 veces. Este ciclo de trabajo es más complejo para el dispositivo elevador, que solo se controla mediante el interruptor sin usar un transformador.
Una de las principales características topológicas del optimizador de potencia es la separación de la funcionalidad de los componentes y del inversor, lo cual lo diferencia del sistema fotovoltaico tradicional. Aunque parezca que los componentes están conectados al inversor a través del optimizador, en realidad solo se utilizan para iniciar el optimizador, que recopila la potencia máxima de los componentes y luego coopera entre sí para proporcionar la función de inversor. Dado que la tecnología de tensión fija no solo resuelve el problema del sombreado parcial del sistema de generación de energía fotovoltaica, sino que, en sistemas con múltiples cadenas, no es necesario que el número de componentes en cada cadena sea el mismo, ni siquiera que la orientación de cada componente en el mismo grupo de cadenas sea la misma. Para un optimizador en serie, la tensión de circuito abierto tras la desconexión es de tan solo 1 V. Para un optimizador en paralelo, la tensión de circuito abierto tras la desconexión es, como máximo, la tensión de circuito abierto del componente, lo que supone un gran avance en la seguridad y la fiabilidad del sistema de generación de energía.
Además de las ventajas estructurales de la topología del circuito, el optimizador de potencia también presenta ventajas inherentes en el algoritmo de seguimiento del punto de máxima potencia. El algoritmo tradicional de seguimiento del punto de máxima potencia se basa básicamente en dos tipos: el método de ascenso de pendientes y el método de medición lógica. El método de seguimiento avanzado también utiliza un método combinado: por ejemplo, el método de ascenso de pendientes se combina con el método de rango constante, y el método de escaneo completo con un intervalo de tiempo fijo se utiliza para encontrar el punto de máxima potencia; también existe una combinación del método de polaridad de pendiente y el método de incremento de conductancia, y el método de control de pasos de detección se utiliza para encontrar el punto de máxima potencia. En condiciones de prueba ideales, la precisión de estos algoritmos puede superar el 99 %. De hecho, el mayor reto actual reside en los picos múltiples y las sobretensiones de luz. Multipico significa que hay múltiples picos de potencia en la curva de potencia-corriente o potencia-tensión de un conjunto. Esto se debe a varias razones. Una de ellas es que algunos componentes están bloqueados y los diodos de derivación se desvían hacia adelante, lo que provoca que un tercio de las celdas queden desviadas. Esto resulta en una reducción de la tensión de trabajo del grupo de cadenas, lo que a su vez provoca un desajuste de tensión en el conjunto y múltiples picos. O bien, debido al bloqueo, los diodos de derivación siguen en sentido inverso.

El estado de deflexión no se inicia, y se produce un desajuste de corriente en la misma cadena, lo que resulta en múltiples picos. Los picos múltiples y los aumentos repentinos de luz tienen un gran impacto en muchos algoritmos de punto de máxima potencia. Debido a su naturaleza incontrolable y variable, confundirán al rastreador al determinar la dirección de detección y qué pico corresponde al punto de máxima potencia. De hecho, la causa principal de este problema es la cantidad excesiva de componentes conectados. Imagine que cada optimizador está conectado a un solo componente, cada uno con solo dos o tres diodos de derivación y no se afectan entre sí. Esto reduce considerablemente la dificultad de analizar y rastrear el punto de máxima potencia, y la edición lógica del controlador también es muy simple y precisa. Al ser una curva IV de solo 38 voltios y 8,9 amperios, el seguimiento del punto de máxima potencia del optimizador no necesita usar algoritmos tradicionales. Actualmente existen dos métodos comunes: el método de seguimiento del punto tangente y el segundo, una combinación de control de resistencia y control de voltaje con seguimiento secundario. Gracias a esta ventaja, el optimizador puede aumentar su capacidad de producción en un 30 % en comparación con los inversores tradicionales. Además, a diferencia de la limitada alimentación de CA de los microinversores, los optimizadores de potencia pueden transmitir completamente la potencia generada al inversor. El optimizador de potencia no solo es compatible con todos los paneles de silicio cristalino, sino que también se puede combinar con algunos sistemas de baterías de película fina. La industria también está trabajando arduamente para ampliar el rango de compatibilidad del optimizador. Sin embargo, la mayoría de los microinversores son incompatibles o carecen de conexión a tierra, lo que los hace incompatibles con algunos componentes comunes del mercado. Al mismo tiempo, el rango de voltaje de entrada del optimizador de potencia se encuentra aproximadamente entre 5 y 50 voltios, lo que garantiza que, incluso con una alta tensión de alimentación en los componentes, el circuito de optimización pueda permanecer en estado de arranque y continuar funcionando. El optimizador de potencia puede combinarse con un inversor de terceros, comunicarse con él y regular el sistema a través de una caja de control adicional. El optimizador de potencia o circuito de conversión de voltaje es esencialmente un convertidor de CC a CC, como los circuitos BUCK, BOOST y BUCK-BOOST. Cabe destacar que cualquier solución para el seguimiento de la máxima potencia de las células fotovoltaicas en la técnica anterior también es aplicable al circuito de conversión de voltaje de esta solicitud. Los métodos comunes de seguimiento de la máxima potencia incluyen el método de voltaje constante, el método de incremento de conductancia, el método de observación de perturbaciones, etc. Esta solicitud no detallará cómo el circuito de conversión de voltaje realiza el seguimiento de la máxima potencia MPPT.
En el campo de la generación de energía fotovoltaica, los módulos fotovoltaicos (FV) son uno de los componentes principales de la generación de energía. Los paneles solares se dividen en células solares de silicio monocristalino, células solares de silicio policristalino, células solares de silicio amorfo, etc., siguiendo la tendencia de la tecnología convencional. El número de módulos de batería utilizados en grandes centrales fotovoltaicas centralizadas es enorme, mientras que el número de módulos de batería utilizados en pequeñas centrales eléctricas domésticas distribuidas es relativamente pequeño. Dado que la vida útil de las células de silicio en este campo suele superar los 20 años, es fundamental supervisar la durabilidad de los paneles. Numerosos factores internos y externos, como las diferencias de fabricación o instalación entre los propios módulos, o el sombreado o la adaptación del seguimiento de la máxima potencia, reducen la eficiencia de generación de energía de los módulos fotovoltaicos. Por ejemplo, si una parte de los módulos fotovoltaicos queda protegida por nubes, edificios, sombras de árboles, suciedad u otras situaciones similares, estos pasarán de ser fuentes de energía a cargas y dejarán de generar electricidad. La temperatura local de los módulos fotovoltaicos en lugares donde el efecto de punto caliente es grave puede ser alta, e incluso superar los 150 °C, lo que provoca quemaduras en zonas específicas de los módulos o la formación de puntos oscuros, fusión de las soldaduras, envejecimiento de los materiales de embalaje, agrietamiento del vidrio, corrosión y otros daños permanentes, lo que supone un grave riesgo oculto para la seguridad y la fiabilidad a largo plazo de los módulos fotovoltaicos. El problema que debe resolverse en las centrales/sistemas fotovoltaicos es poder observar el estado de funcionamiento de cada panel fotovoltaico instalado en tiempo real y advertir sobre condiciones anormales como sobretemperatura, sobretensión, sobrecorriente y cortocircuito en la salida de la batería. Es fundamental tomar medidas de emergencia, como la parada de seguridad activa u otras medidas para baterías con anomalías, ya sea una central fotovoltaica centralizada o una pequeña planta distribuida.

En una central eléctrica, es necesario evaluar e identificar los componentes con posibles problemas basándose en los datos de los parámetros de funcionamiento recopilados de los módulos fotovoltaicos.
En el campo de la generación de energía fotovoltaica, los módulos o células fotovoltaicas deben conectarse en serie para formar un grupo de baterías, que luego se conecta en paralelo a equipos de alimentación como una caja de conexiones o un inversor. Esto implica la instalación de módulos o baterías, lo que requiere una seguridad absoluta. Si el módulo fotovoltaico presenta una situación anormal, como sobretemperatura, sobretensión o sobrecorriente, es fundamental activar la desconexión de estos módulos. Cuando el módulo fotovoltaico anormal sale del estado anormal y vuelve a la normalidad, es necesario volver a conectarlo, lo que también requiere una seguridad absoluta. Además, en algunas ocasiones, es necesario detectar la generación de energía del módulo o monitorizar la potencia de salida, lo cual constituye la base para evaluar su calidad. Por ejemplo, si la generación de energía del módulo se reduce significativamente, es probable que se haya producido una generación de energía anormal, bloqueada por excrementos de aves, polvo, edificios, sombras de árboles, nubes, etc., lo que requiere limpiar la batería, cambiar la orientación de instalación y tomar otras medidas. Los expertos en la materia saben que las células solares de silicio monocristalino, policristalino y amorfo son materiales cuyas características son propensas a la atenuación. Es necesario monitorizar el grado de atenuación del módulo, lo cual es fundamental para evaluar la calidad de la batería. El problema radica en que no sabemos cómo identificar componentes anormales y componentes normales en una amplia gama de componentes. El siguiente contenido resolverá este problema. En muchos casos, es necesario identificar directamente las células o componentes con mala calidad durante la instalación y nunca permitir que se ensamblen o instalen células con defectos de calidad en el conjunto fotovoltaico. De lo contrario, la incorporación de células con problemas de calidad al conjunto fotovoltaico reducirá la eficiencia de generación de energía de todo el conjunto. Lo peor es que el valor anormal de voltaje o corriente de una o varias celdas problemáticas puede provocar que toda la cadena de baterías se dañe, causando mayores pérdidas.