Uso de optimizadores con inversores string en proyectos fotovoltaicos

Los optimizadores están cada vez más presentes en los proyectos fotovoltaicos. Algunos factores pueden ser decisivos para ello, principalmente la evolución del conocimiento del mercado sobre esta tecnología.

Es habitual que muchos diseñadores fotovoltaicos, cuando conocen la solución MLPE (Module-Level Power Electronics), y cómo funciona el optimizador, recuerden ya varios proyectos realizados en los que el optimizador solucionaría numerosos problemas y aumentaría el rendimiento.

Si aún deseas saber más sobre la solución MLPE y proyectos con optimizadores, se recomienda leer los artículos. MLPE y optimizadores de energía para módulos fotovoltaicos, Comprender los optimizadores para sistemas fotovoltaicos e Minimizar las pérdidas por desajuste con optimizadores de energía.

Los optimizadores están conectados individualmente a los módulos, lo que significa que cada módulo tiene su propio MPPT (Maximum Power Point Tracker).

Algunas ventajas que se pueden destacar con el uso de optimizadores:

• Monitoreo individual con datos de cada módulo en lugar de datos de toda la cadena o matriz;
• Tecnología de seguridad, que reduce la tensión de salida de los módulos en caso de arco eléctrico o accidente en el lugar de instalación;
• Optimización de los módulos, haciéndolos generar su máximo, incluso en sombra, y sin impactar a otros módulos conectados en la cadena.

Algunos optimizadores requieren el uso de inversores propios, mientras que otros fabricantes proporcionan optimizadores que pueden usarse con cualquier inversor string, independientemente del fabricante, y presentan la posibilidad de operar incluso en strings en los que no todos los módulos reciben optimizadores.

Optimizadores con inversores string

Como ya es conocido, los inversores string están diseñados para recibir varios módulos conectados en serie, formando una o más strings.

La siguiente figura muestra un ejemplo de un sistema fotovoltaico con un inversor string. En este caso, 20 módulos se dividen en dos cadenas, con 10 módulos en cada cadena, y cada cadena está controlada por un MPPT individual.

Esta arquitectura fotovoltaica es muy tradicional y la inversión se amortiza en un plazo (payback time) aceptable para el cliente final. Sin embargo, el sistema de cuerdas tiene desventajas en algunas situaciones. Algunos de ellos:

• Los datos monitoreados provienen de varios módulos en serie, lo que dificulta detectar un módulo defectuoso o un módulo que se degrada más rápido de lo normal;
• Si se produce un arco, incendio o accidente, la única protección que se puede activar es la anti-isla, pero el sistema seguirá presentando una alta tensión continua en la cadena, con valores generalmente superiores a 400 V, llegando hasta 1500 V. ;
• Los módulos conectados en serie siempre estarán limitados por el módulo más débil, por lo que si se produce sombreado en un solo módulo, toda la cadena verá reducida su generación.

Estas tres desventajas se resuelven precisamente con las tres ventajas de utilizar optimizadores mencionadas al principio del artículo.

Sin embargo, dependiendo del proyecto, agregar optimizadores a todos los módulos puede hacerlo financieramente inviable. Teniendo esto en cuenta, algunos fabricantes de optimizadores crean una solución modular, donde no es necesario optimizar todos los módulos y sin necesidad de una marca específica de inversor, que se puede aplicar con cualquier inversor string.

Si en el sistema anterior de 20 módulos había una sombra diaria en siete módulos (4 en la cadena 1 y 3 en la cadena 2, por ejemplo), colocar optimizadores en todos los módulos podría solucionar el problema, sin embargo, sería importante analizar la viabilidad de la inversión.

Por otro lado, si el diseñador coloca optimizadores solo en los módulos donde debería ocurrir el sombreado, como se muestra en la Figura 2, resuelve el problema del sombreado diario sin necesidad de comprar 20 optimizadores y sin necesidad de utilizar una marca de inversor específica.

Esta solución se puede aplicar incluso a sistemas ya instalados, donde el problema de sombreado se detecta una vez que el sistema comienza a funcionar, sin necesidad de cambiar el inversor.

Para entender mejor la solución, es importante entender cómo funciona este tipo de optimizador para inversores string.

Funcionamiento de optimizadores para inversores string

Para entender cómo funcionan los optimizadores para inversores string, es interesante entender cómo funciona un Curva IV de una cuerda parcialmente sombreada.

En nuestro caso, solo analizaremos la cadena 1 en nuestro ejemplo. Disponemos de diez módulos, siete de ellos reciben irradiancia sin obstáculos y tres de ellos reciben sólo una parte de la irradiancia. Aunque la cadena tiene cuatro optimizadores, digamos en este ejemplo que solo tres módulos están sombreados.

La curva IV de esta cadena está representada en la Figura 3 y, en la mayoría de los inversores, el sistema operaría al pico de potencia más bajo, por lo que todos los módulos estarían limitados por los módulos más débiles (con la corriente más baja).

Figura 3: Curvas IV y PV de la cadena 1 con tres módulos sombreados, resaltando los valores de potencia de los picos

Algunos inversores más modernos cuentan con una solución MPPT para dar sombra. Así, el inversor tiene la capacidad de elegir en qué pico trabajar. Esta solución reduce las pérdidas por sombreado, pero no resuelve completamente el problema, porque o los módulos sombreados serán “bypassados” (tendrán sus diodos de bypass activados), o los módulos no sombreados generarán menos según la corriente sombreada.

Sólo la solución con optimizadores hace que cada módulo realmente genere su máximo. El objetivo de los optimizadores es hacer que la corriente en la cadena sea la misma que la del módulo más fuerte (con la corriente más alta).

Así, actuando como un convertidor CC-CC de tipo reductor (reductor de tensión), el optimizador aumenta la corriente que sale de los módulos sombreados, lo que significa que la corriente en los módulos sombreados no se limita a la de los otros módulos.

En la cadena 1, los módulos sin sombras quieren trabajar en su punto de máxima potencia (MPP), donde Impp = 9A y Vmpp = 45V. Los módulos sombreados, sin embargo, quieren trabajar en su MPP, Impp = 2A y Vmpp = 45V.

Luego, los optimizadores operan aumentando la corriente proveniente de los módulos sombreados, de modo que esté al mismo nivel que los módulos no sombreados. Por el módulo sombreado seguirá saliendo el mismo nivel de corriente (2A), pero por la salida del optimizador saldrá el mismo nivel de corriente del módulo no sombreado.

Sin embargo, el optimizador no “crea energía”: el módulo sombreado sólo puede generar su potencia máxima en ese momento. Entonces, si el optimizador aumenta la corriente, debe disminuir el voltaje para mantener la potencia de entrada igual a la potencia de salida.

Considerando el optimizador sin pérdidas, tenemos que la potencia de entrada debe ser igual a la potencia de salida. Recordando que la potencia es el producto de la corriente y el voltaje, podemos calcular cuánto será el voltaje de salida del optimizador.

P(entrada)=P(salida)

V(entrada).I(entrada)=V(salida).I(salida)

45.2=V(salida).9

V(salida)=10V

A continuación, mostramos un ejemplo donde tres módulos de la cadena 1 están sombreados. Es interesante observar que los optimizadores trabajan para garantizar que este sombreado no interfiera con los módulos no sombreados.

Figura 4: Cadena 1 con 3 módulos sombreados con optimizadores que actúan para que cada módulo genere su potencia máxima

Otro detalle interesante es notar que cuando el módulo no está sombreado, el optimizador simplemente deja pasar su corriente sin corrección.

Si el inversor tradicional (sin optimizadores) tuviera un buen sistema MPPT, capaz de detectar situaciones de sombra, podría decidir sobre cuál de los picos de la curva fotovoltaica (figura 3) trabajar, así el sistema generaría 987 W o 2848 W. Sin embargo, con el sistema con optimizadores conectados al inversor string, todos los módulos generan su máximo real y el sistema fotovoltaico puede llegar a los 3105 W.

Así, con esta solución es posible hacer que el sistema genere al máximo sin necesidad de instalar optimizadores en todos los módulos. Sólo son necesarios en módulos que el diseñador considere que sufrirán sombreado.

Soluciones en aplicación en Brasil

La empresa norteamericana Tigo cuenta con optimizadores que funcionan con cualquier inversor string y solo se pueden aplicar a módulos que necesiten optimización. Además, algo interesante que propone la empresa es tener diferentes optimizadores con diferentes funciones, y poder utilizarlos en la misma cadena.

La familia TS4 cuenta con tres modelos (TS4-AM, TS4-AS, TS4-AO). El primero sólo presenta funciones de seguimiento; el segundo tiene funciones de vigilancia y seguridad; y el último es el optimizador completo con monitoreo, seguridad y optimización.

Según Tigo, el diseñador puede diseñar cadenas con el TS4-AO donde pueden producirse sombras y:

• instalar el TS4-AM en otros módulos para continuar teniendo la función de monitoreo individual en todos los módulos, o
• Instale el TS4-AS en otros módulos para monitoreo y seguridad individuales en toda la cadena.

Figura 5: Tigo presenta tres posibles soluciones en sistemas que no requieren una optimización completa: (a) optimización solo donde ocurren sombras; (b) optimización donde se producen sombras y seguimiento individual de todos los módulos; (c) optimización donde ocurren sombras y todas las funciones individuales de monitoreo y seguridad.