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Pannelli Fotovoltaici: metodi per tracciare punti di massima potenza

Sommario

Tracciare la potenza massima da un pannello fotovoltaico

Un insieme fotovoltaico sotto irradiazione continua mostra un unico punto (corrente-voltaggio) di massima potenza, che indica la sua massima potenza in uscita (Liu 2002)

Nella fig. 1 è mostrato un esempio di pannello fotovoltaico con le caratteristiche della corrente rispetto al voltaggio per tre livelli di irradiazione. E’ stato evidenziato anche il punto (MPP) in entrambe le figure.

a)                                                                    b)

Figura 1. Caratteristiche di due pannelli solari con tre livelli di irradiazione S e due temperature diverse: a) potenza di uscita rispetto al voltaggio – b) corrente rispetto al voltaggio

Come evidenziato nella figura 1. le caratteristiche I-V di un insieme fotovoltaico e il suo MPP, cambia come conseguenza della variazione del livello di irradiazione e della temperatura del pannello che è in funzione del livello di irradiazione della temperatura dell’ambiente, dell’efficienza del meccanismo di scambio di calore e del punto operativo del pannello(Liu 2002)

Tale effetto è descritto bene dalle applicazioni del linguaggio Java. Di conseguenza se un insieme fotovoltaico carica a stento un impianto di corrente continua o una batteria, chiaramente opera a un voltaggio fisso, l’energia estrapolata da esso è spesso sensibilmente inferiore al massimo che dovrebbe essere capace di produrre se operasse ad un voltaggio corrispondente all’MPP. Da qui è necessario tracciare continuamente l’MPP per poter massimizzare la potenza in uscita di un sistema di PV per un determinato utilizzo.

Il convertitore dc/dc (penso ac/dc?) ha di solito questo compito: l’abbinamento sorgente/carica che non assicura il trasferimento della potenza massima alla carica a qualsiasi livello di irradiazione e temperatura, viene integrato da un convertitore interposto tra la fonte e la carica per regolarne l’erogazione di voltaggio tracciando l’MPP.

Il punto di massima potenza (MPPT) è stato utilizzato in diverse applicazioni: sono stati proposti esempi di confusione logica, reticolo neurale, cellule sperimentali e implementazioni basate su DSP (Hohm 2000). Tuttavia le tecniche (P&O) perturbazione ed osservazione e (INC) conduttanza incrementale sono largamente usate soprattutto nelle implementazioni a basso costo.

Nella sequenza questi due approcci all’ MPPT sono brevemente descritti per sottolineare le loro differenze i loro vantaggi e svantaggi.

La tecnica di conduttanza incrementale

L’algoritmo INC è basato sull’osservazione che ad MPP , dove i_PV e v_PV sono rispettivamente la corrente ed il voltaggio dell’insieme fotovoltaico. Dalla fig. 1b si può notare che . Quindi, dato G= i_PV/v_PV and DG= |di_PV/dv_PV| la conduttanza e la conduttanza incrementale del campo PV rispettivamente i tre possibili casi illustrati nella figura, possono verificarsi.

quando il punto operativo del piano V – P è sulla destra dell’MPP, allora , laddove invece quando il punto operativo è sulla sinistra dell’MPP, allora . Il segno della quantità _{indica la corretta direzione di perturbazione che conduce all’MPP. Attraverso l’algoritmo INC è quindi teoricamente possibile sapere quando l’MPP è stato raggiunto e quindi quando l’alterazione può essere fermata, mentre nell’implementazione P&O il punto operativo oscilla intorno all’MPP. In verità, a causa del rumore e degli errori di quantità e di misura, la condizione  in pratica non è mai pienamente soddisfacente, anche se di solito si richiede che tale condizione sia approssimativamente soddisfacente. Come conseguenza il voltaggio operativo INC non può coincidere esattamente con l’MPP ed oscilla attraverso di esso.}

Uno svantaggio dell’algoritmo INC è nelle sue richieste nei termini di complessità di hardware e di software.

L’algoritmo di perturbazione e di osservazione (P&O)

L’algoritmo P&O MPPT è largamente usato, dovuto alla sua facilità di implementazione. Si basa sul seguente criterio se il voltaggio operativo del P-V è alterato in una certa direzione e se la potenza prodotta dal pannello aumenta, questo significa che il punto essenziale si è mosso verso l’MPP e quindi il voltaggio operativo deve essere ulteriormente alterato nella stessa direzione altrimenti se la potenza prodotta dal pannello diminuisce, il punto essenziale viene spostato dall’MPP e quindi la direzione della alterazione del voltaggio operativo deve essere invertita.

Un’inconveniente della tecnica P&O MPPT è che in stato di immobilità il punto operativo oscilla intorno all’MPP causando la perdita di una certa quantità di energia disponibile. Alcuni miglioramenti dell’algoritmo P&O sono stati suggeriti per poter ridurre il numero delle oscillazioni intorno all’MPP nello stato di immobilità, ma essi rallentano la velocità della risposta dell’algoritmo e causano quindi il cambiamento delle condizioni atmosferiche e diminuiscono l’efficienza dell’algoritmo durante le giornate nuvolose. Sia i metodi P&O e INC possono essere confusi durante questi intervalli di tempo caratterizzati da cambiamenti di condizioni atmosferiche, perché durante tali intervalli il punto essenziale può spostarsi dall’MPP invece di essere vicino ad esso. Questo inconveniente viene mostrato nella figura 2 dove è riportata per la linea del punto operativo P&O MPPT per una variazione dell’irradiazione da 200W/m² a 800W/m².

a)                                                                                b)

Figura 2. linea del punto operativo P&O MPPT. L’asterisco rappresenta MPP per diversi livelli di irradiazione: a) lento cambiamento delle condizioni atmosferiche; b) rapido cambiamento delle condizioni atmosferiche.

L’esempio riporta i due diversi comportamenti sul piano dell’uscita di potenza rispetto al voltaggio: Fig. 2 a) mostra la linea del punto operativo in presenza di lenti cambiamenti atmosferici Fig 2 b) mostra invece la mancanza del controllo MPPT per seguire l’MPP quando è in corso un rapido cambiamento delle condizioni atmosferiche.

Anche il controllo dell’INC MPPT presenta tale comportamento. Non si è generalmente d’accordo su quale dei due metodi sia il migliore, anche se viene spesso detto che l’efficienza - espressa come proporzione tra l’energia in uscita del pannello e la massima energia che il pannello può produrre con la stessa temperatura e livello di irradiamento dell’algoritmo INC - è maggiore dell’algoritmo P&O. A questo punto è importante dire che i paragoni presentati in questo studio sono portati avanti senza una vera ottimizzazione dei parametri P&O. Ad Hohm 2000 è stato dimostrato che il metodo P&O quando è propriamente ottimizzato, conduce ad un efficienza che è simile a quella che si può ottenere dal metodo INC. Questi spesso sono scelti soltanto sulla base di prove e di errori di test. Sfortunatamente nessuna linea generale o regola può determinare i valori ottimali dei parametri P&O.

Paper (Femia 2005) cercò di colmare questo vuoto, fu sviluppata un’analisi teorica che permetteva la scelta ottimale dei due principali parametri che caratterizzavano l’algoritmo P&O. l’idea chiave che sottolineava l’approccio dell’ottimizzazione proposta fu quella di adattare i parametri di P&O ed MPPT al comportamento dinamico dell’intero sistema composto da un convertitore specifico e da un pannello PV adottato. I risultati ottenuti attraverso tale approccio mostrano chiaramente che nei regolatori di MPPT efficienti, la facilità e la flessibilità della tecnica di controllo P&O e MPPT può essere sfruttata ottimizzandoli secondo la dinamica specifica del sistema.

Come esempio viene esaminato il convertitore di corrente nella fig. 3 I risultati ottenuti e le considerazioni che sono state qui illustrate possono essere estese ad ogni altra tipologia di convertitori

(a)                                                                                          (b)

Fig. 3 convertitore di corrente con controllo MPPT a) circuito semplificato b) blocco di diagramma equivalente

Il sistema nella figura 3. può essere schematicamente rappresentato come nella figura 3.(b) dove d è il ciclo stabilito e p è la potenza tratta dal pannello PV. Qui di seguito l’esempio di intervallo sarà indicato con T_a, e l’ampiezza della perturbazione del ciclo stabilito con Dd=|d(kT_a)-d((k-1)T_a)|>0.

Nell’algoritmo P&O il segno della perturbazione del ciclo stabilito a (k+1)viene deciso sulla base del segno della differenza tra la potenza p((k+1)T_a) e la potenza p(kT_a) secondo quanto discusso in precedenza:

d((k+1)T_a)=d(kT_a)+(d(kT_a)-d((k-1)T_a))×sign(p((k+1)T_a)-p(kT_a))                                                        (1)

L’ampiezza della perturbazione del ciclo stabilito è una dei due parametri richiesti per l’ottimizzazione. Diminuendo D d si riduce la perdita di stabilità causata dall’oscillazione del punto operativo del sistema intorno all’MPP, comunque esso rende l’algoritmo meno efficiente in caso di rapido cambiamento di condizione atmosferica. La scelta ottimale di D d in queste situazioni, quando dobbiamo tener presente le dinamiche sia della fonte che del convertitore è stata discussa dettagliatamente a Femia 2005. Oltre al caso della variazione veloce dell’ MPPT che si ha soltanto nei giorni nuvolosi, c’è anche un problema più generale connesso alla scelta dell’intervallo Ta campione usato dall’algoritmo P&O ed MPPT, che sorge perfino nei giorni di sole splendente, quando l’MPP si muove molto lentamente. Il campione dell’intervallo Ta dovrebbe essere regolato più alto per evitare l’instabilità dell’algoritmo MPPT e per ridurre il numero di oscillazioni intorno all’MPP in uno stato di stabilità. Infatti considerando un pannello MPP con un PV fisso se l’algoritmo esamina il voltaggio e la corrente del pannello troppo velocemente, è soggetto a possibili errori causati da un rapido passaggio del sistema (pannello PV + convertitore), quindi perdendo, anche se temporaneamente, la corrente MPP del pannello PV, che si trova nella fase di stabilità. Di conseguenza l’efficienza dell’energia decade siccome l’algoritmo può essere confuso ed il punto operativo può essere instabile causando disordini. Per evitare ciò deve essere assicurato che dopo ogni perturbazione di ciclo stabilito, il sistema raggiunga lo stato di stabilità prima che la successiva misura del voltaggio e della corrente del pannello venga effettuata. A Femia 2005 il problema di scegliere Ta è stato considerato una soluzione ottimale. Il procedimento di ottimizzazione viene illustrato per rapide e mutevoli condizioni di irradiamento e sono state ampiamente sperimentate simulazioni di risultati.

Riferimenti

N.Femia, G.Petrone, G.Spagnuolo, M.Vitelli (2005), Optimization of Perturb and Observe Maximum Power Point Tracking Method, IEEE Transactions on Power Electronics, Vol.20, N.4, July 2005, pp.963-973.

D.P.Hohm, M.E.Ropp (2000): “Comparative Study of Maximum Power Point Tracking Algorithms”, Conference Record of the Twenty-Eighth IEEE Photovoltaic Specialists Conference, September 2000, pp.1699-1702.

S. Liu, R. A. Dougal (2002), Dynamic multiphysics model for solar array, IEEE Trans. On Energy Conversion, Vol. 17, No. 2, June 2002, pp. 285-294.

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