wersja mobilna
Online: 2582 Niedziela, 2016.12.04

Technika

Ogniwa fotowoltaiczne. Jak w pełni wykorzystać ich możliwości

wtorek, 23 listopada 2010 11:09

Ogniwa słoneczne, połączone szeregowo lub równolegle, tworzą moduł fotowoltaiczny (PV). W typowych zastosowaniach do zasilania budynków mieszkalnych lub współpracy z siecią energetyczną system fotowoltaiczny składa się z jednego lub większej liczby takich modułów fotowoltaicznych połączonych szeregowo i tworzących łańcuch w celu zwiększenia sumarycznego napięcia.

Rys. 1. Schemat blokowy macierzy fotowoltaicznej i układu testowania

Łańcuchy, połączone równolegle w celu zwiększenia prądu wyjściowego, tworzą macierz fotowoltaiczną. Ponieważ moc dostarczana przez ogniwo słoneczne, moduł lub macierz jest iloczynem prądu i napięcia (zakładając prąd stały), moc należy dostarczać w tym punkcie charakterystyki prądowo-napięciowej, dla którego wartość tego iloczynu jest największa. Punkt ten nosi nazwę punktu mocy maksymalnej (MPP - Maximum Power Point).

Jeżeli z jakichś przyczyn jeden z punktów MPP dla łańcucha jest nieprawidłowy z powodu niedopasowań i zmian napromieniowania wynikłych z zacienienia modułu, z takim niedopasowaniem charakterystyki mogą poradzić sobie elektroniczne układy sterujące modułu. Aby optymalnie zaprojektować i zbudować układ sterujący, niezbędny jest opis zachowania parametrów modułu fotowoltaicznego przy różnych poziomach napromieniowania i w różnych warunkach pracy.

Konfiguracja macierzy fotowoltaicznej

Przykładową konfigurację macierzy fotowoltaicznej przedstawiono na rysunku 1. Osiem pierwszych modułów fotowoltaicznych (SP01…SP08) połączonych szeregowo podłączono do falownika łańcucha 1, a osiem kolejnych do falownika łańcucha 2. Wszystkie zbudowano z ogniw słonecznych wykonanych z monokrystalicznego krzemu i pochodzących od jednego producenta. Moc znamionowa modułu w normalnych warunkach pracy wynosi 215W przy promieniowaniu 1000 W/m2 i w temperaturze 25°C.

Rys. 2. Krzywe I-V i P-V dla modułu fotowoltaicznego ukazujące maksymalną moc dostarczaną w danych warunkach

Prąd przemienny z falowników jest odsyłany do lokalnej sieci energetycznej. Działanie każdego modułu jest indywidualnie monitorowane pod kątem zapewnienia pracy w punkcie mocy maksymalnej MPP. Na rysunku 2 przedstawiono charakterystyki I-V i P-V uzyskane dla jednego z modułów (SP08) dla promieniowania 1050 W/m2. Punkt mocy maksymalnej leży w pobliżu zagięcia charakterystyki I-V, gdzie wartość iloczynu prądu i napięcia osiąga maksimum. Zmiana wartości promieniowania zmniejsza wartość ISC i w mniejszym stopniu wartość VOC (rys. 3).

Na rysunku 4 przedstawiono rozbieżność mocy wyjściowej dla poszczególnych modułów dla danego poziomu promieniowania świetlnego. Wartość niedopasowania waha się w granicach od -0,9% do +1,25%. Może ją zwiększyć stojąca lub przechodząca chmura lub inne zjawisko. W takich właśnie sytuacjach użycie dodatkowej elektroniki sterującej może potwierdzić swoją przydatność. W przypadku identycznych modułów, całkowita moc maksymalna macierzy (osiem modułów połączonych w łańcuch) jest równa sumie mocy maksymalnych poszczególnych modułów.

Gdy moduły nie pracują w punkcie mocy maksymalnej i występuje niedopasowanie, całkowita moc maksymalna dostarczana przez macierz fotowoltaiczną będzie zawsze mniejsza od sumy maksymalnych mocy poszczególnych modułów, ponieważ niektóre z nich będą pracować poniżej swoich punktów mocy maksymalnej. Przy poziomie promieniowania 1015 W/m2 niedopasowanie dla macierzy złożonej z ośmiu modułów (SP01…SP08) wyniesie 2,4%, co przekłada się na stratę mocy wynoszącą 37W.

Zalety elektroniki sterującej modułu

Rys. 3. Krzywa I-V dla różnych warunków promieniowania

Bez względu na stopień elektronizacji panelu PV, zasada sterowania i działania pozostaje taka sama - każdy moduł słoneczny ma pracować w takim punkcie charakterystyki prądowo-napięciowej, w którym dostarcza maksymalną moc dla danego poziomu nasłonecznienia. Moduły fotowoltaiczne w danej temperaturze wytwarzają względnie stałe napięcie wyjściowe. Jednak ich prąd wyjściowy zmienia się wraz z poziomem napromieniowania energią słoneczną.

Po połączeniu w typowy układ łańcucha szeregowego, prąd łańcucha jest stały dla każdego modułu. Nie stanowi to problemu, jeśli wszystkie moduły mają identyczną wyjściową charakterystykę prądowo-napięciową i są wystawione na promieniowanie słoneczne o takim samym natężeniu. Jeśli jednak moduły fotowoltaiczne mają różne charakterystyki lub prąd wytwarzany przez choćby jeden z nich jest inny z powodu zacienienia, wpływa to na parametry wyjściowe całego łańcucha, gdyż moduły mają ograniczoną zdolność akomodacji różnic między wspólnym prądem łańcucha a swoim indywidualnym prądem wyjściowym.

Zjawisko to powoduje, że napięcie wyjściowe modułu zacienionego znacznie maleje, a w skrajnym przypadku może nawet zmienić znak. Aby temu zapobiec, do modułów przyłącza się diody ochronne. W rezultacie całkowita moc generowana przez łańcuch znacznie maleje, gdy choć jeden moduł jest częściowo zacieniony. Z problemem tym można sobie poradzić, dołączając do modułu fotowoltaicznego przetwornik DC-DC.

Po pierwsze, nieprzerwanie utrzymuje on punkt pracy modułu pokrywający się z punktem mocy maksymalnej, (MPP), odpowiednio zwiększając lub zmniejszając prąd pobierany z modułu tak, żeby iloczyn wytwarzanego przez ogniwo prądu i napięcia przyjmował stale maksymalną wartość. Po drugie, konwerter DC-DC pozwala na sumowanie każdej wartości prądu płynącego w szeregowym łańcuchu modułów. Dzięki temu punkt mocy maksymalnej każdego modułu fotowoltaicznego znajduje odzwierciedlenie w napięciu stanowiącym wkład danego modułu do napięcia łańcucha, niezależnie od charakterystyki prądowo-napięciowej i stopnia nasłonecznienia.

Na rysunku 5 przedstawiono schemat blokowy typowego przetwornika dołączanego do pojedynczego modułu fotowoltaicznego. Jego główne elementy to mostek H dużej mocy, sterownik i zasilacz. Konwerter pracuje w trybie obniżania i podwyższania napięcia (boost-buck). Gałąź obniżającą tworzą dwa synchroniczne przełączniki S1-S2, a gałąź podwyższającą przełączniki S3-S4. Gdy VPV ≥ VO, pracuje gałąź obniżająca, a gdy VO ≥ VPV - podwyższająca.

Niezależnie od tego, która gałąź w danej chwili pracuje, druga strona pozostaje w trybie jałowym, a jej górny przełącznik jest na stałe włączony. Sterowanie mostkiem H jest złożone. Musi on zapewnić płynne przejście między trybami podwyższania i obniżania napięcia oraz w sposób ciągły monitorować napięcie i prąd na zaciskach wejściowych i wyjściowych modułu. Realizacja funkcji śledzenia punktu mocy maksymalnej (MPPT - Maximum Power Point Tracking) jest realizowana najwygodniej z zastosowaniem technik cyfrowych. Na rysunku 5 pokazano schemat układu wykorzystującego do tego celu mikrokontroler.

Wyznaczanie punktu mocy maksymalnej

Rys. 4. Niedopasowanie dla poszczególnych elementów PV wchodzących w skład modułu przy poziomie promieniowania 1015 W/m2

Wyznaczenie punktu mocy maksymalnej modułu fotowoltaicznego może się odbywać kilkoma metodami, ale najczęściej wykorzystuje się proste techniki pomiaru napięcia VPV i IPV modułu. Przykładowo uśrednia się kilka wartości iloczynu VPV i IPV, wymuszając na chwilę zmianę prądu wyjściowego. Otrzymane dane wykorzystuje się do określenia punktu pracy i dynamicznej regulacji amplitudy i kierunku regulacji. Metoda ta charakteryzuje się najlepszym stosunkiem parametrów do ceny implementacji.

W innej metodzie konduktancji przyrostowej porównuje się chwilową wartość IPV/VPV z przewodnością przyrostową (dIPV/dVPV). Gdy IPV/VPV = - dIPV/dVPV, moduł fotowoltaiczny pracuje w punkcie mocy maksymalnej. System działa w taki sposób, że zwiększa i zmniejsza prąd modułu w celu znalezienia punktu, w którym napięcie modułu zmienia się proporcjonalnie. Jest to metoda najlepsza przy wysokich poziomach nasłonecznienia i szybko reaguje na gwałtownie zmieniające się warunki, ale w warunkach słabego oświetlenia nie jest tak dokładna, jak poprzednia.

Koszt energii elektrycznej odzyskanej dzięki elektronicznym układom sterowania

Rys. 5. Schemat blokowy przetwornika współpracującego z modułem fotowoltaicznym

Korzyści ekonomiczne, jakie mogą przynieść zespoły elektroniczne modułów fotowoltaicznych, można analizować tylko w kategoriach kosztu odzyskanej energii elektrycznej, którą bez elektroniki się traci. Energia odzyskana z całego łańcucha w wyniku elektronicznej kompensacji efektu niedopasowania lub zacienienia jednego modułu może być znaczna. Przetwornik DC-DC może odzyskać do 50% energii z częściowo zacienionego modułu, którego wkład napięciowy inaczej byłby zredukowany do zera.

Gdy oszacujemy ilość odzyskanej energii, możemy policzyć oszczędności. Oczywiście trzeba je skorygować o koszt elektronicznego zespołu sterującego modułem. Na rysunku 4 pokazano typowe korzyści, jakie przynosi dodatkowy konwerter, po uwzględnieniu jego sprawności. Są one równoważne 3…7% całkowitej energii wytworzonej przez moduł. Ilość odzyskanej energii w łańcuchu jest wyższa dla modułów niedopasowanych lub okresowo zacienianych.

Uzupełnienie panelu PV o konwertery DC-DC i sterownik jest też sposobem na realizację innych funkcji poza przekształcaniem energii i detekcją punktu mocy maksymalnej, m.in. bezpieczeństwa, monitorowania i zarządzania, np. wykrywanie problemów z modułami, wynikających z zabrudzenia ich powierzchni lub zacienienia przez drzewa lub nowe budynki, co pozwala w porę wezwać serwis.

Podsumowanie

Jeśli rozważamy tylko koszt uzyskania wata mocy wyjściowej, energia elektryczna ze słońca nie jest zbyt konkurencyjna i prawdopodobnie nieprędko będzie. Jeżeli jednak myślimy o inteligentnej sieci energetycznej ze zdolnością zarządzania wieloma rozproszonymi, działającymi w sposób przerywany źródłami energii, wtedy energia słoneczna może być dobrym rozwiązaniem. Zainstalowanie systemu słonecznego o mocy 4kW w domu czy biurze jest z pewnością bardziej atrakcyjne, niż zainstalowanie elektrowni o mocy 4kW opalanej pyłem węglowym.

Energia słoneczna, połączona z energooszczędnymi odbiornikami i oszczędnie zużywana, może być nawet jeszcze bardziej atrakcyjna. Poprzednie systemy słoneczne budowano, koncentrując się na kosztach, a niewiele uwagi poświęcając zarządzaniu na poziomie modułu. Kiedy koszt zintegrowanej elektroniki modułu spadnie poniżej ok. 30 dolarów, wówczas zarządzanie modułem słonecznym przyjmie się i zyska akceptację.

David Freeman, Nagarajan Sridhar
Christopher Thornton, Texas Instruments

 

Firmy w artykule