Upload
larisa-viorica-florian
View
38
Download
4
Embed Size (px)
DESCRIPTION
file
Citation preview
2010 UPT-Dept. BFI: Sisteme PV - St. Haragus 1
Cap.6
INVERTOARE C.C.-C.A.
2010 UPT-Dept. BFI: Sisteme PV - St. Haragus 2
Introducere
Invertorul, impreuna cu modulele fotovoltaice, reprezinta o componenta esentiala a
unui sisteme fotovoltaice. El contriibuie la stabilirea costului unei instalatii
fotovoltaice, precum si la durata de functionare, fiind componenta cu o viata garantata
scurta - cca 5 ani - in comparatie cu cei 20 ani ai modulelor PV.
Principala functie a invertorului consista in conversia energiei de c.c. generata de
modulele PV in energie de c.a., necesara majoritatii tipurilor de consumatori.
Pe langa aceasta, invertorul mai indeplineste cateva functii de asemenea importante
pentru functionarea sistemului PV:
- urmarirea punctului de putere maxima al generatorului PV (MPPT)
- controlul diferitelor tipuri de protectii: la scurtcircuit, la punere la pamint, etc.
2010 UPT-Dept. BFI: Sisteme PV - St. Haragus 3
6.1 Invertorul in punte H
Cea mai raspandita topologie de invertor
este in punte H. O diagonala a puntii este
conectata la sursa de tensiune continua UDC ,
iar in cealalta este conectata sarcina. Fiecare
brat al puntii contine un element de comutatie
controlabil, de regula un tranzistor MOSFET
de putere sau un IGBT.
Cel mai simplu mod de comanda a acestor
comutatoare consta in inchiderea pentru un
interval de timp T/2 a comutatoarelor S1 si S4,
urmata de deschiderea lor si inchiderea
simultana a celorlalte doua (S2 si S3). Sarcina
este astfel alimentata cu o tensiune alternativa
UAC dreptunghiulara, de amplitudine UDC si
frecventa 1/T.
2010 UPT-Dept. BFI: Sisteme PV - St. Haragus 4
Acest mod de comanda este foarte simplu. Invertorul este ieftin si fiabil, dar forma de
unda rezulta are un factor de distorsiuni armonice (THD) foarte mare de cca. 40%,
care este inacceptabil in majoritatea aplicatiilor PV.
Reamintim ca factorul de distorsiuni armonice arata ponderea armonicilor superioare
(mai mari decat 1) fata de armonica fundamentala:
[%]100U
U
TDH1
2k
2k
⋅=
∑∞
=
unde U1 este valoarea efectiva a armonicii fundamentale, iar U2, U3, ... sunt valorile
efective ale armonicelor respective. Tinand cont de relatia
unde U este valoarea efectiva a tensiunii analizate, formula de definitie poate fi
rescrisa in forma
mai convenabila atat pentru calculul analitic al lui THD, cat si pentru determinarea
lui practica.
...UUU22
21
2++=
[%]100U
UUTDH
1
21
2
⋅−
=
2010 UPT-Dept. BFI: Sisteme PV - St. Haragus 5
Pentru a micsora THD, la iesirea invertorului se conecteaza un filtru LC trece-jos, care
atenueaza armonicile de ordin superior. Pentru o buna filtrare sunt necesare inductivitati
si capacitati mari, cu dezavantajele aferente (gabarit si greutate mari, pret de cost marit).
O solutie preferata de toate invertoarele comerciale folosite in sistemele PV consta in
comanda cu modulatie in durata a comutatoarelor (PWM). Duratele de conductie ale
comutatoarelor nu mai sunt fixe; ele rezulta prin compararea unui semnal sinusoidal de
referinta uref cu un semnal triunghiular ("purtatoarea") upurt.. Rezulta un sir de impulsuri
de latime variabila, cu proprietatea ca valoarea medie a unei perechi de impulsuri
succesive urmareste sinusoida semnalului de referinta.
2010 UPT-Dept. BFI: Sisteme PV - St. Haragus 6
Cu acest semnal se comanda comutatoarele puntii astfel incat impulsurile pozitive sa
comande inchiderea lui S1 si a lui S4, respectiv deschiderea lui S2 si S3, iar impulsurile
negative sa aibe efect complementar. Tensiunea la iesire variaza in timp la fel ca upwm,
intre +UDC si - UDC.
Spectrul de armonici al semnalului de iesire contine, pe langa o armonica de frecventa
1/T (T fiind perioada semnalului sinusoidal de referinta), o serie de armonici
superioare introduse prin semnalul triunghiular purtator. Daca se alege frecventa
acestuia suficient de mare (zeci kHz), frecventele armonicilor va fi si ele mari, iar
pentru atenuarea lor filtrul LC se poate realiza folosind inductivitati si capacitati mici,
cu consecinte favorabile privind gabaritul, greutatea si pretul invertorului.
Acest sistem este deosebit de convenabil in cazul invertoarelor conectate la retea, care
trebuie sa urmareasca fidel tensiunea retelei, lucru usor de realizat alegand ca tensiune
de referinta tocmai tensiunea retelei.
2010 UPT-Dept. BFI: Sisteme PV - St. Haragus 7
Principalele componente constructive ale unui invertor
1. Elementele de comutatie
(tranzistoare MOSFET, IGBT)
2010 UPT-Dept. BFI: Sisteme PV - St. Haragus 8
2. Blocul de comanda al
comutatoarelor,
implementat de regula
in tehnologie digitala.
Asigura si alte functii
importante, ca de
exemplu MPPT si
controlul anumitor
protectii.
2010 UPT-Dept. BFI: Sisteme PV - St. Haragus 9
3. Bobinele si condensatoarele filtrului trece-jos
2010 UPT-Dept. BFI: Sisteme PV - St. Haragus 10
4. Transformatorul de iesire. Unele invertoare sunt cuplate cu sarcina prin
intermediul unui transformator care, pe langa rolul de separare galvanica,
ridica tensiunea de la iesirea invertorului la valori necesare consumatorului,
sau la nivelul retelei de c.a.
2010 UPT-Dept. BFI: Sisteme PV - St. Haragus 11
6.2 Invertoare in sistemele PV conectate la retea
Aceste invertoare sunt conectate la reteaua publica de electricitate, deci tensiunea si
frecventa pe partea de c.a. trebuie sa se incadreze in limitele impuse de furnizorul local
de energie electrica. Blocul de control al invertorului monitorizeaza permanent reteaua,
adaptand parametrii lui de iesire la cei ai retelei.
O mentiune speciala se refera la protectia anti-insularizare: in caz ca reteaua este
deconectata, din varii motive, de la bara comuna cu invertorul, consumatorii alimentati
de la invertor raman sub tensiune, formand o "insula" energetizata intr-o mare de
deconectati. Acest fapt reprezinta un potential risc pentru echipele de interventie si in
multe tari exista normative care cer deconectarea invertorului de la bara comuna in
cazul aparitiei unei astfel de insule.
2010 UPT-Dept. BFI: Sisteme PV - St. Haragus 12
Interfatarea invertorului cu reteaua se poate realiza in urmatoarele moduri:
1. Folosind un transformator de joasa frecventa:
Monofazat
Filtrul trece-jos este conectat la intrarea transformatorului, deci acesta lucreaza la
joasa frecventa - fundamentala tensiunii de referinta a comenzii invertorului.
Transformatorul ridica tensiunea filtrata la nivelul cerut de retea. La joasa frecventa,
pentru a avea un randament de transfer ridicat, transformatorul necesita un numar
mare de spire si un transformator destul de masiv.
2010 UPT-Dept. BFI: Sisteme PV - St. Haragus 13
Varianta trifazata
2010 UPT-Dept. BFI: Sisteme PV - St. Haragus 14
2. Cu transformator de inalta frecventa
Transformatorul nu mai are functia de ridicare a tensiunii la nivelul cerut de retea; aceasta
functie o indeplineste un convertor c.c.-c.c. boost conectat la intrarea invertorului.
Transformatorul lucreaza la frecventa mare - frecventa de comutatie a puntii. Randamentul lui
de transfer este astfel foarte mare, transformatorul necesitand putine spire, iar miezul poate
avea sectiune mica. Rezulta astfel un transformator de mici dimensiuni, usor si ieftin. Se mai
observa ca filtrul este conectat dupa transformator.
2010 UPT-Dept. BFI: Sisteme PV - St. Haragus 15
3. Fara transformator
2010 UPT-Dept. BFI: Sisteme PV - St. Haragus 16
Invertorul mai contine si o serie de aparate de conectare/deconectare
comandate de protectiile controlate de blocul de comanda al invertorului.
2010 UPT-Dept. BFI: Sisteme PV - St. Haragus 17
6.3 Conectarea modulelor PV la intrarea invertoarelor
1. Individual: Fiecare invertor este
alimentat de la un singur modul PV, iar
iesirile de c.a. sunt conectate in paralel.
Solutia se foloseste daca conditiile de
iluminare ale modulelor sunt foarte
neuniforme, deci MPP - urile modulelor
sunt foarte diferite. Prin aceasta
conectare, fiecare modul este dus, de
catre invertorul respectiv, in MPP. Este o
solutie costisitoare.
Exista mai multe posibilitati de a asocia modulele PV cu invertoarele.
2010 UPT-Dept. BFI: Sisteme PV - St. Haragus 18
2. Pe siruri
Modulele sunt conectate in serie
(sir), fiecare sir fiind conectat la alt
invertor. Iesirile invertoarelor sunt
conectate in paralel pe retea.
Solutia se foloseste daca sirurile au
conditii de iluminare diferite, de
exemplu daca sunt situate pe peretii
exteriori diferiti ai unei cladiri.
Unele invertoare suporta mai multe
siruri in paralel. Solutia e
convenabila numai daca sirurile sunt
in aceleasi conditii de iluminare
intrucat invertorul are un singur
MPPT.
2010 UPT-Dept. BFI: Sisteme PV - St. Haragus 19
O varianta relativ economica o reprezinta invertorul multistring care are pentru
fiecare string cate o intrare de c.c. separata, respectiv un MPPT:
2010 UPT-Dept. BFI: Sisteme PV - St. Haragus 20
Din aceasta categorie face parte, de exemplu, invertorul SUNNY BOY 4000TL/5000TL, care
accepta o pereche de siruri, fiecare pereche la randul ei putand fi formata din doua siruri legate
in paralel.
2010 UPT-Dept. BFI: Sisteme PV - St. Haragus 21
3. Mixt
In cazul generatoarelor PV de mare
putere, cum este cazul parcurilor PV,
se folosesc invertoare de putere mai
mare, numite invertoare centrale, la
care se conecteaza o grupare mixta de
module PV.
2010 UPT-Dept. BFI: Sisteme PV - St. Haragus 22
6.4 Invertoare in sisteme PV autonome
In partile esentiale sunt similare invertoarelor din sistemele PV legate la retea.
Nu au sisteme de detectie a insularizarii energetice, intru-cat nu este cazul.
De regula contin si blocul de control al incarcarii acumulatoarelor.
Contin o serie de blocuri specifice functionarii independente
2010 UPT-Dept. BFI: Sisteme PV - St. Haragus 23
6.5 Randamentul invertoarelor. Euro-randamentul
Invertorul este blocul prin care puterea generata de modulele PV este procesata si
transferata consumatorilor de c.a.. Randamentul lui este deci un parametru foarte
important al unui sistem fotovoltaic.
Bilantul energetic pentru un invertor este descris de relatia
unde Pin este puterea la intrarea invertorului, Pies este puterea la iesire, Ppr reprezinta
consumul propriu, iar kPies sunt pierderi dependente de puterea de iesire.
Intrucat invertorul nu functioneaza tot timpul la puterea lui nominala, se defineste un
factor de utilizare p,
Randamentul invertorului poate fi exprimat in forma
nom
ies
P
Pp0 <<
nom
prin
ies
Pp
Pk1
1
P
P
⋅++
==η
iespriesin PkPPP ⋅++=
(1)
2010 UPT-Dept. BFI: Sisteme PV - St. Haragus 24
Randamentul unui invertor depinde de puterea debitata de acesta. In figura de mai jos
sunt prezenate ilustrativ curbele randamentului pentru doua invertoare.
Pentru a putea determina pierderile (k si Ppr) extragem din curba randamentului in
functie de puterea de iesire (sau din datele de catalog) valoarea randamentului la
sarcina nominala (Pies = Pnom, deci p =1), notata cu η100, si valoarea randamentului
la o sarcina de 10% din cea nominala (Pies =0,1Pnom, deci p = 0,1), notata cu η10.
Inlocuind aceste doua valori in rel.(1) obtinem:
2010 UPT-Dept. BFI: Sisteme PV - St. Haragus 25
nom
pr100
P1
Pk1
1
⋅++
=η
nom
pr10
P1,0
Pk1
1
⋅++
=η
Rezolvand acest sistem in raport cu Ppr si k, obtinem
η−
η=
10010
nompr
11
9
PP 1
9
1
9
10k
10100
−η⋅
−η⋅
=
Pentru calculul energetic a unui sistem PV care include un invertor este util un
randament mediu, care sa fie ponderat de o distributie probabilistica
corespunzatoare nivelului de iluminare zonal. Pentru nivelele de iluminare din
Europa centrala s-a definit un euro-randament prin urmatoarea relatie:
100503020105euro 2,048,01,013,006,003,0 η⋅+η⋅+η⋅+η⋅+η⋅+η⋅=η
Acest randament permite compararea diferitelor tipuri de invertoare intr-o gama
larga de puteri.
2010 UPT-Dept. BFI: Sisteme PV - St. Haragus 26
6.6 Invertoare folosite in sistemele PV pilot din cadrul
departamentului de BFI
In cadrul departamentului BFI al UPT exista doua sisteme PV, unul conectat la
reteaua de JT, care foloseste un invertor Sunny Boy 3000, respectiv un sistem PV
autonom, care foloseste un invertor Sunny Island 5048.
2010 UPT-Dept. BFI: Sisteme PV - St. Haragus 27
6.6.1 Date tehnice privind invertorul Sunny Island 5048
2010 UPT-Dept. BFI: Sisteme PV - St. Haragus 28
2010 UPT-Dept. BFI: Sisteme PV - St. Haragus 29
2010 UPT-Dept. BFI: Sisteme PV - St. Haragus 30
6.6.2 Date tehnice privind invertorul Sunny Boy 3000
2010 UPT-Dept. BFI: Sisteme PV - St. Haragus 31
Schema bloc
2010 UPT-Dept. BFI: Sisteme PV - St. Haragus 32
Date tehnice
2010 UPT-Dept. BFI: Sisteme PV - St. Haragus 33
Date tehnice - continuare
2010 UPT-Dept. BFI: Sisteme PV - St. Haragus 34
O comisie internationala (IEA PVPS ) a comparat mai multe tipuri de invertoare. Mai
jos sunt prezentate rezultatele pentru Sunny Boy 3000
2010 UPT-Dept. BFI: Sisteme PV - St. Haragus 35
2010 UPT-Dept. BFI: Sisteme PV - St. Haragus 36
2010 UPT-Dept. BFI: Sisteme PV - St. Haragus 37