BR102022010902A2

BR102022010902A2 - HYBRID METHOD FOR TRACKING THE MAXIMUM POWER OF PHOTOVOLTAIC SOLAR ENERGY GENERATORS

Info

Publication number: BR102022010902A2
Application number: BR102022010902-8A
Authority: BR
Inventors: Víctor Ferreira Gruner; Luiz Carlos Gili; Julio Cesar Dias; Matheus Protásio De Lima; Eduardo Eller Behr; Lenon Schmitz; Guilherme Brasil Pintarelli
Original assignee: Lugpe Tech Ltda
Priority date: 2022-06-03
Filing date: 2022-06-03
Publication date: 2023-12-19
Also published as: WO2023230688A1

Abstract

método híbrido para rastreamento da máxima potência de geradores de energia solar fotovoltaica. a presente invenção refere-se a um método híbrido para controle de geradores de energia solar fotovoltaica, capaz de ativamente rastrear e atingir o estado otimizado da transferência de máxima potência (mppt) de módulos ou arranjos fotovoltaicos submetidos à diferentes condições climáticas. o método compreende um algoritmo para controle dos interruptores do conversor de potência, baseado na interpretação de sensores de distúrbios de corrente (ik) e de tensão (vk) elétrica. o algoritmo possui rotinas de leitura de ik e vk, e usa estes parâmetros para determinar o ponto de máxima potência (mpp) a partir do método da condutância incremental (inc) e da corrente de curto-circuito fracionada (fscc). as rotinas inc e fscc são implementadas em conjunto. variações abruptas de condições climáticas impactam ik e vk, e, a rotina fscc corrige o rastreamento realizado pelo método inc. essa implementação aumenta a eficiência dinâmica do mppt. o ponto de operação rastreado pelo método pode ser usado como referência de corrente no controle do conversor de potência. o método pode ser utilizado em dispositivos capazes de processar a energia dos geradores fotovoltaicos em geral, e.g., microinversores, inversores string online ou offline, carregadores de baterias ou sistemas de bombeamento de água.hybrid method for tracking the maximum power of photovoltaic solar energy generators. The present invention refers to a hybrid method for controlling photovoltaic solar energy generators, capable of actively tracking and achieving the optimized state of maximum power transfer (MPPT) of photovoltaic modules or arrays subjected to different climatic conditions. the method comprises an algorithm for controlling the power converter switches, based on the interpretation of electrical current (ik) and voltage (vk) disturbance sensors. the algorithm has ik and vk reading routines, and uses these parameters to determine the maximum power point (mpp) using the incremental conductance (inc) and fractional short-circuit current (fscc) method. the inc and fscc routines are implemented together. abrupt variations in weather conditions impact ik and vk, and the fscc routine corrects the tracking performed by the inc method. This implementation increases the dynamic efficiency of MPPT. The operating point tracked by the method can be used as a current reference in controlling the power converter. the method can be used in devices capable of processing energy from photovoltaic generators in general, e.g., microinverters, online or offline string inverters, battery chargers or water pumping systems.

Description

FIELD OF INVENTION

[001] A presente invenção se refere ao campo de equipamentos e técnicas de controle de geradores de energia solar fotovoltaica e, mais especificamente, se refere ao desenvolvimento de um método de rastreamento do ponto de máxima potência (Maximum Power Point Tracking, MPPT). O método consiste em um algoritmo que calcula o ponto otimizado de operação com base em medições de corrente e tensão elétrica de geradores fotovoltaicos (células, módulos ou arranjos fotovoltaicos). O método calcula ativamente o ponto de máxima potência a partir de uma combinação específica de rotinas e dados de condutância incremental e corrente de curto-circuito. A implementação é do tipo controlador dinâmico híbrido, na qual usa-se dois controladores discretos: o primeiro é configurado em alta frequência e usa dados da corrente de curto-circuito fracionada, e o segundo é configurado em baixa frequência e usa dados da condutância incremental. A disposição das partes do controlador é projetada para conter a dinâmica rápida. O invento proposto permite calcular o ponto de máxima potência durante variações abruptas ou não de condições climáticas (i.e., irradiância solar e temperatura) que os geradores estão sujeitos. O método pode ser embarcado ou não em sistemas de geração solar fotovoltaica e, ser implementado em microprocessadores ou microcontroladores. O método pode ser utilizado em dispositivos capazes de processar a energia dos geradores fotovoltaicos, e.g., microinversores e inversores strings conectados à rede de distribuição elétrica ou isolados da rede de distribuição elétrica, a exemplo de carregadores de baterias solares, sistemas para bombeamento de água, eletrificação rural, iluminação pública e de emergência, entre outros.[001] The present invention refers to the field of equipment and control techniques for photovoltaic solar energy generators and, more specifically, refers to the development of a maximum power point tracking method (Maximum Power Point Tracking, MPPT). The method consists of an algorithm that calculates the optimized operating point based on electrical current and voltage measurements of photovoltaic generators (photovoltaic cells, modules or arrays). The method actively calculates the maximum power point from a specific combination of routines and incremental conductance and short-circuit current data. The implementation is of the hybrid dynamic controller type, in which two discrete controllers are used: the first is configured at high frequency and uses fractional short-circuit current data, and the second is configured at low frequency and uses incremental conductance data. . The arrangement of the controller parts is designed to contain fast dynamics. The proposed invention allows calculating the maximum power point during abrupt or non-abrupt variations in climatic conditions (i.e., solar irradiance and temperature) to which the generators are subject. The method can be embedded or not in photovoltaic solar generation systems and can be implemented on microprocessors or microcontrollers. The method can be used in devices capable of processing energy from photovoltaic generators, e.g., microinverters and string inverters connected to the electrical distribution network or isolated from the electrical distribution network, such as solar battery chargers, water pumping systems, rural electrification, public and emergency lighting, among others.

STATE OF THE TECHNIQUE

[002] As grandezas elétricas que caracterizam os geradores fotovoltaicos podem ser sintetizadas sob a forma de curvas características não lineares que relacionam a corrente com a tensão (curva I-V) ou a potência com a tensão (curva P-V) (T. A. Pereira et al., “Design of a Portable Photovoltaic I-V Curve Tracer Based on the DCDC Converter Method,” IEEE J. Photovoltaics, vol. 11, no. 2, pp. 552-560, 2021). Os principais pontos pertencentes a essas curvas são: ponto de máxima potência (Maximum Power Point, MPP), ponto de circuito aberto e ponto de curto-circuito. A potência fotogerada é nula nos pontos de circuito aberto e curto-circuito e máxima no ponto de máxima potência, tal como o próprio nome sugere, sendo, portanto, o ponto ótimo de operação.[002] The electrical quantities that characterize photovoltaic generators can be synthesized in the form of non-linear characteristic curves that relate current to voltage (I-V curve) or power to voltage (P-V curve) (T. A. Pereira et al., “Design of a Portable Photovoltaic I-V Curve Tracer Based on the DCDC Converter Method,” IEEE J. Photovoltaics, vol. 11, no. 2, pp. 552-560, 2021). The main points belonging to these curves are: maximum power point (MPP), open circuit point and short circuit point. The photogenerated power is zero at the points of open circuit and short circuit and maximum at the point of maximum power, as the name suggests, being, therefore, the optimum point of operation.

[003] Tais pontos de operação não podem ser assumidos constantes. Fatores ambientais sob os quais não se tem controle, como a irradiância solar e a temperatura, os afetam significativamente (T. A. Pereira et al., “Design of a Portable Photovoltaic I-V Curve Tracer Based on the DC-DC Converter Method,” IEEE J. Photovoltaics, vol. 11, no. 2, pp. 552-560, 2021). Neste sentido, a caracterização dos módulos fotovoltaicos é descrita não apenas por uma curva, mas por uma família de curvas que contabiliza diferentes cenários de irradiância e de temperatura.[003] Such operating points cannot be assumed constant. Environmental factors over which one has no control, such as solar irradiance and temperature, significantly affect them (T. A. Pereira et al., “Design of a Portable Photovoltaic I-V Curve Tracer Based on the DC-DC Converter Method,” IEEE J. Photovoltaics, vol. 11, no. 2, pp. 552-560, 2021). In this sense, the characterization of photovoltaic modules is described not just by a curve, but by a family of curves that accounts for different irradiance and temperature scenarios.

[004] Uma vez que o ponto de máxima potência de geradores fotovoltaicos varia de acordo com as condições climáticas, torna-se necessário rastreá-lo dinamicamente de forma ativa, de modo que a energia fornecida pelo gerador fotovoltaico seja a maior possível. O rastreio incorreto pode acarretar baixa performance dos geradores, e consequentemente, menor geração W/m2 da planta solar. Na literatura, os sistemas empregados para garantir que os geradores fotovoltaicos operem no ponto ótimo são denominados de rastreadores do ponto de máxima potência ou MPPT, os quais são constituídos por conversores estáticos de potência (hardware) e algoritmos de rastreamento e controle (software) (A. Reza Reisi et al., “Classification and comparison of maximum power point tracking techniques for photovoltaic system: A review,” Renew. Sustain. Energy Rev., vol. 19, pp. 433-443, 2013; S. Lyden & M. E. Haque, “Maximum Power Point Tracking techniques for photovoltaic systems: A comprehensive review and comparative analysis,” Renew. Sustain. Energy Rev., vol. 52, pp. 1504-1518, 2015).[004] Since the maximum power point of photovoltaic generators varies according to climatic conditions, it becomes necessary to dynamically track it actively, so that the energy supplied by the photovoltaic generator is as high as possible. Incorrect tracking can lead to low generator performance, and consequently, lower W/m2 generation from the solar plant. In the literature, the systems used to ensure that photovoltaic generators operate at the optimum point are called maximum power point trackers or MPPT, which are made up of static power converters (hardware) and tracking and control algorithms (software) ( A. Reza Reisi et al., “Classification and comparison of maximum power point tracking techniques for photovoltaic system: A review,” Renew. Sustain. Energy Rev., vol. 19, pp. 433-443, 2013; S. Lyden & M. E. Haque, “Maximum Power Point Tracking techniques for photovoltaic systems: A comprehensive review and comparative analysis,” Renew. Sustain. Energy Rev., vol. 52, pp. 1504-1518, 2015).

[005] Na literatura técnica os algoritmos de rastreamento são normalmente classificados como indiretos e diretos. Os algoritmos indiretos fazem uso de informações previamente armazenadas em bancos de dados, como os valores de tensão, corrente e potência fotogeradas sob diversas condições atmosféricas diferentes. O microcontrolador que executa o algoritmo recebe informações climáticas reais e as compara com aquelas armazenadas para definir os valores de tensão ou de corrente a serem utilizados com referência de rastreamento. Evidentemente, métodos indiretos requerem sistemas de leitura de irradiância solar e temperatura e, portanto, não se justificam economicamente em aplicações de pequeno e médio porte. Em contrapartida, os algoritmos diretos não utilizam informações previamente armazenadas, fazendo uso apenas dos valores medidos de tensão e corrente para verificar a localização do ponto de operação em relação ao MPP e atuar para que convirjam entre si. Geralmente, esses algoritmos apresentam oscilações, pois o sentido de rastreamento é definido em tempo real, a partir das leituras realizadas (A. Reza Reisi et al., “Classification and comparison of maximum power point tracking techniques for photovoltaic system: A review,” Renew. Sustain. Energy Rev., vol. 19, pp. 433-443, 2013; S. Lyden & M. E. Haque, “Maximum Power Point Tracking techniques for photovoltaic systems: A comprehensive review and comparative analysis,” Renew. Sustain. Energy Rev., vol. 52, pp. 1504-1518, 2015; M. S. Ngan & C. W. Tan, “A study of maximum power point tracking algorithms for stand-alone Photovoltaic Systems,” 2011 IEEE Appl. Power Electron. Colloq., pp. 22-27, Apr. 2011).[005] In technical literature, tracking algorithms are normally classified as indirect and direct. Indirect algorithms make use of information previously stored in databases, such as voltage, current and power values generated under several different atmospheric conditions. The microcontroller that runs the algorithm receives real weather information and compares it with stored information to define voltage or current values to be used as a tracking reference. Evidently, indirect methods require solar irradiance and temperature reading systems and, therefore, are not economically justified in small and medium-sized applications. On the other hand, direct algorithms do not use previously stored information, making use only of measured voltage and current values to verify the location of the operating point in relation to the MPP and act so that they converge with each other. Generally, these algorithms present oscillations, as the tracking direction is defined in real time, based on the readings taken (A. Reza Reisi et al., “Classification and comparison of maximum power point tracking techniques for photovoltaic system: A review,” Renew. Sustain. Energy Rev., vol. 19, pp. 433-443, 2013; S. Lyden & M. E. Haque, “Maximum Power Point Tracking techniques for photovoltaic systems: A comprehensive review and comparative analysis,” Renew. Sustain. Energy Rev., vol. 52, pp. 1504-1518, 2015; M. S. Ngan & C. W. Tan, “A study of maximum power point tracking algorithms for stand-alone Photovoltaic Systems,” 2011 IEEE Appl. Power Electron. Colloq., pp. 22-27, Apr. 2011).

[006] Dentre os métodos diretos, os mais conhecidos são os métodos: da tensão fracionada de circuito aberto (fractional open-circuit voltage, FOCV) (J. J. Schoeman & J. D. Wyk, “A simplified maximal power controller for terrestrial photovoltaic panel arrays,” 1982 IEEE Power Electron. Spec. Conf., pp. 361-367, Jun. 1982), da corrente fracionada de curto-circuito (fractional short-circuit current, FSCC) (T. Noguchi et al., “Short-current pulse-based maximum-power-point tracking method for multiple photovoltaic-and-converter module system,” IEEE Trans. Ind. Electron., vol. 49, no. 1, pp. 217-223, 2002), perturba e observa (perturb and observe, P&O) (O. Wasynezuk, “Dynamic Behavior of a Class of Photovoltaic Power Systems,” IEEE Trans. Power Appar. Syst., vol. PAS-102, no. 9, pp. 3031-3037, 1983) e condutância incremental (incremental conductance, INC) (K. H. Hussein, “Maximum photovoltaic power tracking: an algorithm for rapidly changing atmospheric conditions,” IEE Proc. - Gener. Transm. Distrib., vol. 142, no. 1, p. 59, 1995). Extensas revisões sobre os algoritmos de MPPT diretos podem ser encontradas em: A. Reza Reisi et al., “Classification and comparison of maximum power point tracking techniques for photovoltaic system: A review,” Renew. Sustain. Energy Rev., vol. 19, pp. 433-443, 2013; S. Lyden & M. E. Haque, “Maximum Power Point Tracking techniques for photovoltaic systems: A comprehensive review and comparative analysis,” Renew. Sustain. Energy Rev., vol. 52, pp. 1504-1518, 2015; M. A. G. de Brito et al., “Evaluation of the Main MPPT Techniques for Photovoltaic Applications,” IEEE Trans. Ind. Electron., vol. 60, no. 3, pp. 1156-1167, 2013. Os parágrafos [007] ao [0010] fazem referência à métodos de controle tradicionalmente encontrados na literatura. O parágrafo [0011] faz referência às modificações de métodos tradicionais. O parágrafo [0012] faz referência aos métodos híbridos.[006] Among the direct methods, the best known are the fractional open-circuit voltage (FOCV) methods (J. J. Schoeman & J. D. Wyk, “A simplified maximal power controller for terrestrial photovoltaic panel arrays,” 1982 IEEE Power Electron. Spec. Conf., pp. 361-367, Jun. 1982), fractional short-circuit current (FSCC) (T. Noguchi et al., “Short-current pulse -based maximum-power-point tracking method for multiple photovoltaic-and-converter module system,” IEEE Trans. Ind. Electron., vol. 49, no. 1, pp. 217-223, 2002), perturb and observe (perturb and observe, P&O) (O. Wasynezuk, “Dynamic Behavior of a Class of Photovoltaic Power Systems,” IEEE Trans. Power Appar. Syst., vol. PAS-102, no. 9, pp. 3031-3037, 1983) and incremental conductance (INC) (K. H. Hussein, “Maximum photovoltaic power tracking: an algorithm for rapidly changing atmospheric conditions,” IEE Proc. - Gener. Transm. Distrib., vol. 142, no. 1, p. 59, 1995). Extensive reviews on direct MPPT algorithms can be found in: A. Reza Reisi et al., “Classification and comparison of maximum power point tracking techniques for photovoltaic system: A review,” Renew. Sustain. Energy Rev., vol. 19, pp. 433-443, 2013; S. Lyden & M. E. Haque, “Maximum Power Point Tracking techniques for photovoltaic systems: A comprehensive review and comparative analysis,” Renew. Sustain. Energy Rev., vol. 52, pp. 1504-1518, 2015; M. A. G. de Brito et al., “Evaluation of the Main MPPT Techniques for Photovoltaic Applications,” IEEE Trans. Ind. Electron., vol. 60, no. 3, pp. 1156-1167, 2013. Paragraphs [007] to [0010] make reference to control methods traditionally found in the literature. Paragraph [0011] refers to modifications of traditional methods. Paragraph [0012] refers to hybrid methods.

[007] No método FOCV a tensão de referência é calculada a partir da relação aproximadamente linear existente entre a tensão de máxima potência (Vmp) e a tensão de circuito aberto (Voc): Vmp ~ kocVoc, em que kocé uma grandeza assumida como sendo constante, mas que, na prática, varia tipicamente no intervalo entre 0,72 e 0,90 de acordo com os níveis de irradiância solar e de temperatura nos quais o gerador fotovoltaico está submetido. Além de koc ser variável, outra desvantagem do método consiste na necessidade de se interromper periodicamente o fluxo de potência para a leitura de Voc, implicando a suspensão temporária na extração de energia e a redução da eficiência de rastreamento (J. J. Schoeman & J. D. Wyk, “A simplified maximal power controller for terrestrial photovoltaic panel arrays,” 1982 IEEE Power Electron. Spec. Conf., pp. 361-367, Jun. 1982).[007] In the FOCV method, the reference voltage is calculated from the approximately linear relationship between the maximum power voltage (Vmp) and the open circuit voltage (Voc): Vmp ~ kocVoc, where koc is a quantity assumed to be constant, but which, in practice, typically varies in the range between 0.72 and 0.90 according to the levels of solar irradiance and temperature to which the photovoltaic generator is subjected. In addition to koc being variable, another disadvantage of the method is the need to periodically interrupt the power flow to read Voc, implying a temporary suspension in energy extraction and a reduction in tracking efficiency (J. J. Schoeman & J. D. Wyk, “ A simplified maximal power controller for terrestrial photovoltaic panel arrays,” 1982 IEEE Power Electron. Spec. Conf., pp. 361-367, Jun. 1982).

[008] O método FSCC, por sua vez, se baseia na relação aproximadamente linear entre as correntes de máxima potência (Imp) e de curto-circuito (Isc): ImpskscIsc, em que ksctambém é uma grandeza assumida como sendo constante, mas que, na prática, varia tipicamente no intervalo entre 0,85 e 0,95 de acordo com os níveis de irradiância solar e de temperatura nos quais o gerador fotovoltaico está submetido. A necessidade de se interromper periodicamente o fluxo de potência para a leitura da corrente de curto-circuito também implica a suspensão temporária na extração de energia e redução da eficiência de rastreamento. Ademais, a medição da corrente de curto-circuito é problemática, sendo necessário circuitos eletrônicos adicionais para colocar periodicamente o gerador fotovoltaico em curto-circuito (T. Noguchi et al., “Short-current pulse-based maximum-power-point tracking method for multiple photovoltaic-and-converter module system,” IEEE Trans. Ind. Electron., vol. 49, no. 1, pp. 217-223, 2002).[008] The FSCC method, in turn, is based on the approximately linear relationship between the maximum power (Imp) and short-circuit currents (Isc): ImpskscIsc, where ksc is also a quantity assumed to be constant, but which , in practice, typically varies in the range between 0.85 and 0.95 according to the levels of solar irradiance and temperature to which the photovoltaic generator is subjected. The need to periodically interrupt the power flow to read the short-circuit current also implies a temporary suspension in energy extraction and a reduction in tracking efficiency. Furthermore, measuring the short-circuit current is problematic, requiring additional electronic circuits to periodically short-circuit the photovoltaic generator (T. Noguchi et al., “Short-current pulse-based maximum-power-point tracking method for multiple photovoltaic-and-converter module system,” IEEE Trans. Ind. Electron., vol. 49, no. 1, pp. 217-223, 2002).

[009] Diferentemente do FOCV e do FSCC, o método perturba e observa necessita de leituras simultâneas de tensão e corrente do gerador fotovoltaico. O P&O consiste em um processo iterativo baseado na relação causa e efeito entre a aplicação de perturbações na tensão do gerador fotovoltaico e na observação das variações (?P) na potência fotogerada. Basicamente, se em qualquer ponto de operação da curva P- V, a tensão de operação do gerador fotovoltaico for perturbada em uma determinada direção e a potência aumentar (?P> 0), conclui-se que a perturbação moveu o ponto de operação do gerador fotovoltaico em direção ao MPP. Logo, o método P&O poderia continuar a perturbar a tensão do gerador fotovoltaico na mesma direção. Em contrapartida, caso a potência diminuir (?P< 0), então a mudança no ponto de operação foi além do MPP e algoritmo P&O altera a direção da perturbação (O. Wasynezuk, “Dynamic Behavior of a Class of Photovoltaic Power Systems,” IEEE Trans. Power Appar. Syst., vol. PAS-102, no. 9, pp. 3031-3037, 1983).[009] Unlike FOCV and FSCC, the perturb and observe method requires simultaneous readings of voltage and current from the photovoltaic generator. P&O consists of an iterative process based on the cause and effect relationship between the application of disturbances in the photovoltaic generator voltage and the observation of variations (?P) in the photogenerated power. Basically, if at any operating point on the P-V curve, the operating voltage of the photovoltaic generator is disturbed in a certain direction and the power increases (?P> 0), it is concluded that the disturbance has moved the operating point of the photovoltaic generator. photovoltaic generator towards the MPP. Therefore, the P&O method could continue to disturb the voltage of the photovoltaic generator in the same direction. In contrast, if the power decreases (?P< 0), then the change in operating point has gone beyond the MPP and the P&O algorithm changes the direction of the disturbance (O. Wasynezuk, “Dynamic Behavior of a Class of Photovoltaic Power Systems,” IEEE Trans. Power Appar. Syst., vol. PAS-102, no. 9, pp. 3031-3037, 1983).

[0010] Por outro lado, o método INC baseia-se no fato de a derivada da potência com relação à tensão em geradores fotovoltaicos ser positiva (dP/dV > 0) à esquerda do MPP, negativa (dP/dV < 0) à direita do MPP e exatamente nula (dP/dV = 0) sobre o MPP. Assim, torna-se possível utilizar informações extraídas do cálculo da derivada dP/dV para determinar a posição do ponto de operação em relação ao de máxima potência. Para tanto, realiza-se a comparação entre a condutância instantânea (Ik/Vk) e a condutância incremental (?I/?V) para determinar o sentido da perturbação que deve ser aplicada a fim de mover o ponto de operação do gerador fotovoltaico em direção ao ponto de máxima potência (K. H. Hussein, “Maximum photovoltaic power tracking: an algorithm for rapidly changing atmospheric conditions,” IEE Proc. - Gener. Transm. Distrib., vol. 142, no. 1, p. 59, 1995).[0010] On the other hand, the INC method is based on the fact that the derivative of power with respect to voltage in photovoltaic generators is positive (dP/dV > 0) to the left of the MPP, negative (dP/dV < 0) to the left right of the MPP and exactly zero (dP/dV = 0) on the MPP. Thus, it becomes possible to use information extracted from the calculation of the dP/dV derivative to determine the position of the operating point in relation to the maximum power point. To this end, a comparison is made between the instantaneous conductance (Ik/Vk) and the incremental conductance (?I/?V) to determine the direction of the disturbance that must be applied in order to move the operating point of the photovoltaic generator in direction to the point of maximum power (K. H. Hussein, “Maximum photovoltaic power tracking: an algorithm for rapidly changing atmospheric conditions,” IEE Proc. - Gener. Transm. Distrib., vol. 142, no. 1, p. 59, 1995) .

[0011] De maneira geral, os métodos P&O e INC são os mais populares, sendo utilizados em diversas aplicações e produtos comerciais. Por esse motivo, diversos trabalhos propõem modificações nesses algoritmos para melhorar a sua performance em determinadas situações. Em M. A. Abdourraziq et al., “A new variable step size INC MPPT method for PV systems,” 2014 Int. Conf. Multimed. Comput. Syst., no. I, pp. 1563-1568, Apr. 2014; KR1020110059327, “Control Apparatus And A Method For Maximum Power Point Tracking In A Photovoltaic System, Capable Of Reducing Ripple In Normal State,” J. W. Park & B. K. Kang, depositado em 2009, o método INC é modificado para operar com passo variável, melhorando a sua dinâmica de rastreamento. Outro método INC modificado, de passo variável, mas com uma estrutura mais simplificada, ideal para uso em microcontroladores de baixo custo, é apresentada em N. E. Zakzouk et al., “Improved performance low - cost incremental conductance PV MPPT technique,” IET Renew. Power Gener., vol. 10, no. 4, pp. 561 — 574, 2016. Em CN101697423, “Non-Active Disturbance Maximum Power Tracking Method In Photovoltaic Grid-Connected Inverting System,” S. Jianhui et al., depositado em 2009, é mostrado um método de implementação de P&O em microprocessadores para processamento digital de sinal (digital signal processing, DSP), implementado na forma de interrupções. Em KR1020100098870, “Photovoltaic Power Generating System, An Apparatus And A Method For Tracking Maximum Power Of A Solar Cell, Capable Of Supplying The Maximum Power Of The Solar Cell To A Load Regardless Of The Condition Of The Load,” M. K. Shin & S. B. Lee, depositado em 2009, é mostrado uma implementação do P&O e os circuitos de instrumentação de tensão e corrente para um conversor. Em KR1020110059327, “Control Apparatus And A Method For Maximum Power Point Tracking In A Photovoltaic System, Capable Of Reducing Ripple In Normal State,” J. W. Park & B. K. Kang, depositado em 2009, é mostrado uma implementação de passo variável para o INC (usando informação da corrente de saída e da variação de potência) e o uso de um limiar inferior para definir uma tensão constante como referência do sistema de controle com objetivo de diminuir a ondulação de tensão. Em WO2012119257, “Photovoltaic System Maximum Power Point Tracking,” T. Lipan, depositado em 2011, é mostrado a implementação computacional do método P&O (algoritmo, variáveis e passo). Em KR101223611, “Photovoltaic Power Generation Control System For Estimating Maximum Power By Using Perturbation And A Measuring Method With Variable Voltage Increment And A Method Thereof For Maximizing A Power Loss By Self-Induced Vibration,” K. S. Chae & D. H. Kim, depositado em 2012, é mostrado uma modificação no algoritmo do método P&O para minimizar oscilações em torno do ponto MPP. Em IN277650895, “Photovoltaic System To Track The Maximum Power Point For Maximum Power Extraction And Method Thereof,” B. Singh et al., depositado em 2018, é mostrado um arranjo de controle preditivo e adaptativo para ser utilizado com P&O e INC, em que o controle preditivo estima a corrente que será adquirida no próximo ciclo, e usa essa informação para melhorar a performance do conversor.[0011] In general, the P&O and INC methods are the most popular, being used in various applications and commercial products. For this reason, several works propose modifications to these algorithms to improve their performance in certain situations. In M. A. Abdourraziq et al., “A new variable step size INC MPPT method for PV systems,” 2014 Int. Conf. Multimed. Computer. Syst., no. I, pp. 1563-1568, Apr. 2014; KR1020110059327, “Control Apparatus And A Method For Maximum Power Point Tracking In A Photovoltaic System, Capable Of Reducing Ripple In Normal State,” J. W. Park & B. K. Kang, deposited in 2009, the INC method is modified to operate with variable pitch, improving the its tracking dynamics. Another modified INC method, with variable pitch, but with a more simplified structure, ideal for use in low-cost microcontrollers, is presented in N. E. Zakzouk et al., “Improved performance low - cost incremental conductance PV MPPT technique,” IET Renew. Power Gener., vol. 10, no. 4, pp. 561 — 574, 2016. In CN101697423, “Non-Active Disturbance Maximum Power Tracking Method In Photovoltaic Grid-Connected Inverting System,” S. Jianhui et al., deposited in 2009, a method of implementing P&O on microprocessors for processing is shown digital signal processing (DSP), implemented in the form of interrupts. In KR1020100098870, “Photovoltaic Power Generating System, An Apparatus And A Method For Tracking Maximum Power Of A Solar Cell, Capable Of Supplying The Maximum Power Of The Solar Cell To A Load Regardless Of The Condition Of The Load,” M. K. Shin & S. B. Lee , deposited in 2009, an implementation of P&O and the voltage and current instrumentation circuits for a converter are shown. In KR1020110059327, “Control Apparatus And A Method For Maximum Power Point Tracking In A Photovoltaic System, Capable Of Reducing Ripple In Normal State,” J. W. Park & B. K. Kang, deposited 2009, a variable pitch implementation for INC (using information on output current and power variation) and the use of a lower threshold to define a constant voltage as a control system reference in order to reduce voltage ripple. In WO2012119257, “Photovoltaic System Maximum Power Point Tracking,” T. Lipan, deposited in 2011, the computational implementation of the P&O method (algorithm, variables and step) is shown. In KR101223611, “Photovoltaic Power Generation Control System For Estimating Maximum Power By Using Perturbation And A Measuring Method With Variable Voltage Increment And A Method Thereof For Maximizing A Power Loss By Self-Induced Vibration,” K. S. Chae & D. H. Kim, deposited 2012, A modification to the P&O method algorithm is shown to minimize oscillations around the MPP point. In IN277650895, “Photovoltaic System To Track The Maximum Power Point For Maximum Power Extraction And Method Thereof,” B. Singh et al., deposited in 2018, a predictive and adaptive control arrangement for use with P&O and INC is shown, in that the predictive control estimates the current that will be acquired in the next cycle, and uses this information to improve the converter's performance.

[0012] Outros métodos são denominados híbridos, por combinarem o P&O e o INC com características específicas de alguns métodos clássicos da literatura. Por exemplo, em H. Patel & V. Agarwal, “Maximum Power Point Tracking Scheme for PV Systems Operating Under Partially Shaded Conditions,” IEEE Trans. Ind. Electron., vol. 55, no. 4, pp. 1689-1698, 2008, o método FOCV é utilizado em conjunto com P&O na tentativa de se detectar sombreamento parcial em módulos fotovoltaicos. O método proposto em S. K. Kollimalla & M. K. Mishra, “A new adaptive P&amp;O MPPT algorithm based on FSCC method for photovoltaic system,” 2013 Int. Conf. Circuits, Power Comput. Technol., pp. 406-411, Mar. 2013, melhora o P&O ao utilizar perturbações de corrente, ao invés de perturbações de tensão, e ao implementar o FSCC na sua inicialização. Um MPPT híbrido de dois estágios é proposto em Jieming Ma et al., “A hybrid MPPT method for Photovoltaic systems via estimation and revision method,” 2013 IEEE Int. Symp. Circuits Syst., no. 1, pp. 241-244, May 2013, na qual primeiramente o MPP é estimado indiretamente por cálculo numérico para, em seguida, implementar o P&O de forma mais precisa. De maneira similar, em H. A. Sher et al., “A New Sensorless Hybrid MPPT Algorithm Based on Fractional ShortCircuit Current Measurement and P&O MPPT,” IEEE Trans. Sustain. Energy, vol. 6, no. 4, pp. 1426-1434, 2015; “An Efficient and Cost-Effective Hybrid MPPT Method for a Photovoltaic Flyback Microinverter,” IEEE Trans. Sustain. Energy, vol. 9, no. 3, pp. 1137-1144, 2018, outro método híbrido de dois estágios é proposto. No primeiro estágio, a corrente de curto-circuito é mensurada e o MPP é estimado pelo FSCC. Em seguida, o método P&O com passo reduzido assume o rastreamento a fim de evitar grandes oscilações em torno do MPP. Similarmente, em WO2013105008, “Solar Power Converter And Method Of Controlling Solar Power Conversion,” H. Wang et al., depositado em 2013, além da leitura da corrente de curto-circuito, é realizada a medição da tensão de circuito aberto para pré-determinar a região do MPP, após isso, aplica-se método P&O com passo reduzido. Em US20110175454, “Dual-Loop Dynamic Fast-Tracking MPPT Control Method, Device, And System,” B. J. Williams & S. B. Sandbote, depositado em 2011, é proposto a implementação de um algoritmo de controle híbrido (rastreamento MPPT rápido e um algoritmo de controle lento); porém, não há detalhamento do método MPPT. Em KR101256433*, “Solar Light Power Generating System Of A Maximum Power Point Tracking Method Using Pv Current Capable Of Improving Responding Speed Over A Limit,” Y. W. Yoo & D. H. Kim, depositado em 2013, é proposto um sistema híbrido que considera a informação da corrente de curto-circuito para corrigir variações abruptas (somente redução de radiação); porém, não há informação sobre a implementação computacional desse sistema.[0012] Other methods are called hybrids, as they combine P&O and INC with specific characteristics of some classic methods in the literature. For example, in H. Patel & V. Agarwal, “Maximum Power Point Tracking Scheme for PV Systems Operating Under Partially Shaded Conditions,” IEEE Trans. Ind. Electron., vol. 55, no. 4, pp. 1689-1698, 2008, the FOCV method is used in conjunction with P&O in an attempt to detect partial shading in photovoltaic modules. The method proposed in S. K. Kollimalla & M. K. Mishra, “A new adaptive P&amp;O MPPT algorithm based on FSCC method for photovoltaic system,” 2013 Int. Conf. Circuits, Power Computing. Technol., pp. 406-411, Mar. 2013, improves P&O by using current disturbances, instead of voltage disturbances, and by implementing FSCC at its initialization. A two-stage hybrid MPPT is proposed in Jieming Ma et al., “A hybrid MPPT method for Photovoltaic systems via estimation and revision method,” 2013 IEEE Int. Symp. Circuits Syst., no. 1, pp. 241-244, May 2013, in which the MPP is first estimated indirectly by numerical calculation to then implement the P&O more precisely. Similarly, in H. A. Sher et al., “A New Sensorless Hybrid MPPT Algorithm Based on Fractional ShortCircuit Current Measurement and P&O MPPT,” IEEE Trans. Sustain. Energy, vol. 6, no. 4, pp. 1426-1434, 2015; “An Efficient and Cost-Effective Hybrid MPPT Method for a Photovoltaic Flyback Microinverter,” IEEE Trans. Sustain. Energy, vol. 9, no. 3, pp. 1137-1144, 2018, another two-stage hybrid method is proposed. In the first stage, the short-circuit current is measured and the MPP is estimated by the FSCC. Then, the step-reduced P&O method takes over the tracking in order to avoid large oscillations around the MPP. Similarly, in WO2013105008, “Solar Power Converter And Method Of Controlling Solar Power Conversion,” H. Wang et al., deposited in 2013, in addition to reading the short-circuit current, the open-circuit voltage measurement is performed for pre -determine the MPP region, after that, the P&O method with reduced step is applied. In US20110175454, “Dual-Loop Dynamic Fast-Tracking MPPT Control Method, Device, And System,” B. J. Williams & S. B. Sandbote, filed in 2011, it is proposed to implement a hybrid control algorithm (fast MPPT tracking and a control algorithm slow); however, there is no detail on the MPPT method. In KR101256433*, “Solar Light Power Generating System Of A Maximum Power Point Tracking Method Using Pv Current Capable Of Improving Responding Speed Over A Limit,” Y. W. Yoo & D. H. Kim, deposited in 2013, a hybrid system is proposed that considers the information of short-circuit current to correct abrupt variations (radiation reduction only); however, there is no information about the computational implementation of this system.

[0013] Conforme previamente mencionado, quaisquer alterações climáticas criam variações de tensão e corrente elétrica nos terminais de geradores fotovoltaicos. As variações abruptas, contudo, são mais rápidas e podem não ser imediatamente detectadas pelos métodos de MPPT encontrados na literatura, especialmente os tracionais (P&O, INC, FSCC e FOCV), levando o gerador a operar demasiadamente longe do MPP por muito tempo (independentemente de usar passo variável ou não), reduzindo a eficiência de todo o sistema. Assim, torna-se importante desenvolver um método de rastreamento de máxima potência com dinâmica rápida o suficiente para detectar tais condições climáticas abruptas e encontrar o MPP de forma mais eficiente.[0013] As previously mentioned, any climate changes create variations in voltage and electrical current at the terminals of photovoltaic generators. Abrupt variations, however, are faster and may not be immediately detected by the MPPT methods found in the literature, especially the traditional ones (P&O, INC, FSCC and FOCV), leading the generator to operate too far from the MPP for a long time (regardless of whether to use variable pitch or not), reducing the efficiency of the entire system. Therefore, it becomes important to develop a maximum power tracking method with dynamics fast enough to detect such abrupt weather conditions and find the MPP more efficiently.

[0014] Tipicamente os métodos híbridos são justamente desenvolvidos para tornar os métodos tradicionais mais eficientes na busca pelo MPP. Contudo, a maioria dos métodos híbridos até então desenvolvidos não são rápidos o suficiente para rastrear alterações climáticas abruptas, principalmente as de irradiância solar. O método proposto, por outro lado, verifica continuamente a possibilidade de ter ocorrido tais tipos de variações climáticas a partir da utilização de conceitos do método FSCC em conjunto com o método INC. Cabe ressaltar que, apesar de o método proposto também ser baseado no FSCC, ele não coloca ativamente o gerador fotovoltaico em curto-circuito, o que diferencia o método proposto dos métodos híbridos de S. K. Kollimalla & M. K. Mishra, “A new adaptive P&amp;O MPPT algorithm based on FSCC method for photovoltaic system,” 2013 Int. Conf. Circuits, Power Comput. Technol., pp. 406-411, Mar. 2013; H. A. Sher et al., “A New Sensorless Hybrid MPPT Algorithm Based on Fractional Short-Circuit Current Measurement and P&O MPPT,” IEEE Trans. Sustain. Energy, vol. 6, no. 4, pp. 1426-1434, 2015; “An Efficient and Cost-Effective Hybrid MPPT Method for a Photovoltaic Flyback Microinverter,” IEEE Trans. Sustain. Energy, vol. 9, no. 3, pp. 1137-1144, 2018; WO2013105008, “Solar Power Converter And Method Of Controlling Solar Power Conversion,” H. Wang et al., depositado em 2013, os quais suspendem temporariamente a extração de energia, ao efetivamente curto-circuitar o gerador fotovoltaico, reduzindo a eficiência de rastreamento. O método proposto, por sua vez, usa uma implementação que não necessita curto-circuitar o gerador, reduzindo complexidade, custo e perdas de energia. Ademais, saliente-se que, apesar de KR101256433*, “Solar Light Power Generating System Of A Maximum Power Point Tracking Method Using Pv Current Capable Of Improving Responding Speed Over A Limit,” Y. W. Yoo & D. H. Kim, depositado em 2013, também propor um sistema que detecta decréscimos abruptos de irradiância solar a partir do valor da corrente de curto-circuito sem a necessidade de circuitos adicionais, este sistema não é capaz de detectar acréscimos abruptos de irradiância solar, não expõe o uso da relação aproximadamente linear entre as correntes de máxima potência e de curto-circuito, e também não revela um método sistemático para implementação em um sistema computacional.[0014] Typically, hybrid methods are precisely developed to make traditional methods more efficient in the search for MPP. However, most of the hybrid methods developed so far are not fast enough to track abrupt climate changes, especially those in solar irradiance. The proposed method, on the other hand, continuously checks the possibility of such types of climatic variations occurring through the use of concepts from the FSCC method in conjunction with the INC method. It is worth noting that, although the proposed method is also based on FSCC, it does not actively short-circuit the photovoltaic generator, which differentiates the proposed method from the hybrid methods of S. K. Kollimalla & M. K. Mishra, “A new adaptive P&amp;;O MPPT algorithm based on FSCC method for photovoltaic system,” 2013 Int. Conf. Circuits, Power Computing. Technol., pp. 406-411, Mar. 2013; H. A. Sher et al., “A New Sensorless Hybrid MPPT Algorithm Based on Fractional Short-Circuit Current Measurement and P&O MPPT,” IEEE Trans. Sustain. Energy, vol. 6, no. 4, pp. 1426-1434, 2015; “An Efficient and Cost-Effective Hybrid MPPT Method for a Photovoltaic Flyback Microinverter,” IEEE Trans. Sustain. Energy, vol. 9, no. 3, pp. 1137-1144, 2018; WO2013105008, “Solar Power Converter And Method Of Controlling Solar Power Conversion,” H. Wang et al., filed in 2013, which temporarily suspends power extraction by effectively short-circuiting the photovoltaic generator, reducing tracking efficiency. The proposed method, in turn, uses an implementation that does not require short-circuiting the generator, reducing complexity, cost and energy losses. Furthermore, it should be noted that, although KR101256433*, “Solar Light Power Generating System Of A Maximum Power Point Tracking Method Using Pv Current Capable Of Improving Responding Speed Over A Limit,” Y. W. Yoo & D. H. Kim, deposited in 2013, also propose a system that detects abrupt decreases in solar irradiance based on the value of the short-circuit current without the need for additional circuits, this system is not capable of detecting abrupt increases in solar irradiance, it does not expose the use of the approximately linear relationship between the currents of maximum power and short circuit, and also does not reveal a systematic method for implementation in a computational system.

[0015] É importante destacar que rastreadores de máxima potência são constituídos por conversores estáticos de potência (hardware) e algoritmos de rastreamento e controle (software). O invento proposto mostra um procedimento para encontrar o ponto de máxima potência durante variações abruptas ou não das condições climáticas. Ressalva-se que existem documentos do campo de conhecimento de eletrônica de potência que mostram soluções de conversores estáticos, topologias, circuitos de potência e instrumentação. Estas soluções não são alvo desse relatório descritivo (referências: CN101697423, “Non-Active Disturbance Maximum Power Tracking Method In Photovoltaic Grid-Connected Inverting System,” S. Jianhui et al., depositado em 2009; WO2017062097, “Solar Power Conversion System and Method,” W. J. PREMERLANI et al., depositado em 2017; GB2547670, “Ultra Efficient Micro-Inverter,” A. A. Macfarlane, depositado em 2016; WO2017163690, “Power Conversion System and Power Conversion Device,” A. Kikuti et al., depositado em 2017). Além disso, existem documentos que mostram algoritmos de controle de conversores fotovoltaicos ou conversores completos, porém sem detalhar o método de rastreamento de máxima potência, estes são apresentados em sequência: Os seguintes documentos não detalham o algoritmo de MPPT: US20110175454, “Dual-Loop Dynamic Fast-Tracking MPPT Control Method, Device, And System,” B. J. Williams & S. B. Sandbote, depositado em 2011; EP2372486, “Method And Arrangement of Tracking The Maximum Power Point Of A Photovoltaic Module,” C. Antonio et al., depositado em 2011; US20120069602, “Method And Arrangement For Tracking The Maximum Power Point Of A Photovoltaic Module,” E. Gerardo et al., depositado em 2011; US20120075898, “Photovoltaic Power Converters And Closed Loop Maximum Power Point Tracking,” S. James & B. Y. F., depositado em 2010; JP2013069267, “Maximum Power Point Tracking For Power Conversion System And Method For The Same,” T. Zhuohui et al., depositado em 2012; KR243433323, “Photovoltaic Power Generation System,” J. W. Jin, depositado em 2017; US20180006579, “Control Device of Inverter,” Y. Matsuoka & T. Ambo, depositado em 2015; KR1020190007783, “Photovoltaic Power Generation System And Maximum Power Point Tracking Method Thereof,” H. S. Kim, depositado em 2017. Os seguintes documentos mostram o algoritmo de rastreio MPPT em conjunto com um sistema de geração; porém não mostram a implementação para lidar com o problema de variação abrupta das condições climáticas: US20120026758, “Apparatus And Method For Controlling Switch Of Flyback Converter For Solar Generating System,” L. T. Won et al., depositado em 2011 (com algoritmo MPPT do tipo P&O com de detecção e sincronismo com rede elétrica), US20130077366, “Solar Energy Generation System Tracking Adaptive Maximum Power Point And Its Method,” K. K. Hwan et al., depositado em 2011 (com algoritmo MPPT adaptativo), e KR1020100098870, “Photovoltaic Power Generating System, An Apparatus And A Method For Tracking Maximum Power Of A Solar Cell, Capable Of Supplying The Maximum Power Of The Solar Cell To A Load Regardless Of The Condition Of The Load,” M. K. Shin & S. B. Lee, depositado em 2009; WO2012119257, “Photovoltaic System Maximum Power Point Tracking,” T. Lipan, depositado em 2011; US20120075898, “Photovoltaic Power Converters And Closed Loop Maximum Power Point Tracking,” S. James & B. Y. F., depositado em 2010; US20130286698, “Power Converting Apparatus, Operating Method Thereof, And Solar Power Generation System,” T. W. Lee et al., depositado em 2012; US20150013744, “Photovoltaic System,” D. H. Kim et al., depositado em 2014 (com algoritmo tradicional P&O ou INC).[0015] It is important to highlight that maximum power trackers are made up of static power converters (hardware) and tracking and control algorithms (software). The proposed invention shows a procedure for finding the point of maximum power during abrupt or non-abrupt variations in weather conditions. It should be noted that there are documents in the field of knowledge of power electronics that show solutions for static converters, topologies, power circuits and instrumentation. These solutions are not the subject of this descriptive report (references: CN101697423, “Non-Active Disturbance Maximum Power Tracking Method In Photovoltaic Grid-Connected Inverting System,” S. Jianhui et al., deposited in 2009; WO2017062097, “Solar Power Conversion System and Method,” W. J. PREMERLANI et al., filed 2017; GB2547670, “Ultra Efficient Micro-Inverter,” A. A. Macfarlane, filed 2016; WO2017163690, “Power Conversion System and Power Conversion Device,” A. Kikuti et al., filed in 2017). Furthermore, there are documents that show control algorithms for photovoltaic converters or complete converters, but without detailing the maximum power tracking method, these are presented in sequence: The following documents do not detail the MPPT algorithm: US20110175454, “Dual-Loop Dynamic Fast-Tracking MPPT Control Method, Device, And System,” B. J. Williams & S. B. Sandbote, deposited 2011; EP2372486, “Method And Arrangement of Tracking The Maximum Power Point Of A Photovoltaic Module,” C. Antonio et al., deposited 2011; US20120069602, “Method And Arrangement For Tracking The Maximum Power Point Of A Photovoltaic Module,” E. Gerardo et al., filed 2011; US20120075898, “Photovoltaic Power Converters And Closed Loop Maximum Power Point Tracking,” S. James & B. Y. F., filed 2010; JP2013069267, “Maximum Power Point Tracking For Power Conversion System And Method For The Same,” T. Zhuohui et al., deposited 2012; KR243433323, “Photovoltaic Power Generation System,” J. W. Jin, deposited 2017; US20180006579, “Control Device of Inverter,” Y. Matsuoka & T. Ambo, filed 2015; KR1020190007783, “Photovoltaic Power Generation System And Maximum Power Point Tracking Method Thereof,” H. S. Kim, deposited in 2017. The following documents show the MPPT tracking algorithm in conjunction with a generation system; however, they do not show the implementation to deal with the problem of abrupt variation in climatic conditions: US20120026758, “Apparatus And Method For Controlling Switch Of Flyback Converter For Solar Generating System,” L. T. Won et al., deposited in 2011 (with MPPT algorithm of the type P&O with Grid Detection and Synchronization), US20130077366, “Solar Energy Generation System Tracking Adaptive Maximum Power Point And Its Method,” K. K. Hwan et al., deposited in 2011 (with adaptive MPPT algorithm), and KR1020100098870, “Photovoltaic Power Generating System, An Apparatus And A Method For Tracking Maximum Power Of A Solar Cell, Capable Of Supplying The Maximum Power Of The Solar Cell To A Load Regardless Of The Condition Of The Load,” M. K. Shin & S. B. Lee, deposited 2009; WO2012119257, “Photovoltaic System Maximum Power Point Tracking,” T. Lipan, filed 2011; US20120075898, “Photovoltaic Power Converters And Closed Loop Maximum Power Point Tracking,” S. James & B. Y. F., filed 2010; US20130286698, “Power Converting Apparatus, Operating Method Thereof, And Solar Power Generation System,” T. W. Lee et al., filed 2012; US20150013744, “Photovoltaic System,” D. H. Kim et al., filed 2014 (with traditional P&O or INC algorithm).

BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

[0016] A caracterização da presente invenção é feita por meio de desenhos representativos do método híbrido para rastreamento da máxima potência de geradores de energia solar fotovoltaica. A partir das figuras elaboradas, que expressam a melhor forma ou forma preferencial de se realizar o método ora idealizado, se fundamenta a parte descritiva do relatório, mediante uma numeração detalhada e consecutiva, em que se esclarecem aspectos que possam ficar subentendidos pela representação adotada, de modo a determinar claramente a proteção ora pretendida. Estas figuras são meramente ilustrativas, podendo apresentar variações, desde que não fujam do inicialmente pleiteado: A figura 1 ilustra um esquemático de conversor de potência típico de gerador fotovoltaico, com leituras de tensão e corrente, sistema de rastreio MPPT, sistema de controle e modulador PWM. A figura 2 ilustra o diagrama de blocos do microcontrolador (entradas, saídas, amostrador analógico-digital, algoritmo de rastreamento proposto com FSCC e INC, blocos de controle e modulador PWM) e chave de potência do conversor de potência. A figura 3 ilustra o fluxograma do algoritmo de rastreamento proposto, que contém rotinas de FSCC e INC, cada qual com sua frequência de atualização característica, de modo que a variável Iref é acessível a ambas as rotinas. A figura 4 ilustra os resultados de simulação do método híbrido de MPPT proposto aplicado a um gerador fotovoltaico, e.g., microinversor, comparado ao método INC tradicional com passo variável.[0016] The characterization of the present invention is made through representative drawings of the hybrid method for tracking the maximum power of photovoltaic solar energy generators. Based on the figures prepared, which express the best or preferred way of carrying out the method now idealized, the descriptive part of the report is based, through detailed and consecutive numbering, which clarifies aspects that may be implied by the adopted representation, in order to clearly determine the protection sought. These figures are merely illustrative and may present variations, as long as they do not deviate from what was initially requested: Figure 1 illustrates a schematic of a typical power converter for a photovoltaic generator, with voltage and current readings, MPPT tracking system, control system and modulator PWM. Figure 2 illustrates the microcontroller block diagram (inputs, outputs, analog-digital sampler, proposed tracking algorithm with FSCC and INC, control blocks and PWM modulator) and power converter power switch. Figure 3 illustrates the flowchart of the proposed tracking algorithm, which contains FSCC and INC routines, each with its characteristic update frequency, so that the Iref variable is accessible to both routines. Figure 4 illustrates the simulation results of the proposed hybrid MPPT method applied to a photovoltaic generator, e.g., microinverter, compared to the traditional INC method with variable pitch.

DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION

[0017] O método proposto pode ser executado em forma de algoritmo para controlar um gerador de energia solar fotovoltaica. A implementação pode variar em função da tecnologia e do local de processamento. Por exemplo, pode ser embarcado em um microcontrolador no gerador. Neste caso o algoritmo pode controlar ativamente o gerador de forma a obter o máximo rendimento para um determinado conjunto de painéis. O controle híbrido ativo busca corrigir perturbações criadas por variações climáticas. Sugere-se implementar o algoritmo no microcontrolador primário de um microinversor. O algoritmo pode ser implementado em qualquer tecnologia comercial de microcontrolador ou microprocessador disponível a pessoa física ou jurídica no mercado nacional (brasileiro).[0017] The proposed method can be executed in the form of an algorithm to control a photovoltaic solar energy generator. Implementation may vary depending on technology and processing location. For example, it can be embedded in a microcontroller in the generator. In this case, the algorithm can actively control the generator in order to obtain maximum performance for a given set of panels. Active hybrid control seeks to correct disturbances created by climate variations. It is suggested to implement the algorithm on the primary microcontroller of a microinverter. The algorithm can be implemented in any commercial microcontroller or microprocessor technology available to individuals or legal entities in the national (Brazilian) market.

[0018] Conforme ilustra a Figura 1, tipicamente, a energia gerada por um gerador solar fotovoltaico (1) é processada por um conversor estático de potência (2) seguido por um filtro de saída (3), os quais fazem a interface de conexão com a rede de distribuição (4). Para que a máxima potência que pode ser fornecida pelo gerador seja extraída pelo sistema, deve-se utilizar algum método de MPPT (5) que opera a partir das leituras de corrente elétrica (6) e tensão elétrica (7). O MPPT fornece um sinal de referência (8) que deve ser comparado com um dos sinais medidos. O erro resultante dessa comparação pode ser compensado por um controlador do tipo proporcional-integral (PI) (9) e então ser utilizado pelo modulador de largura de pulso (pulse-width modulador - PWM) (10) que ativa o conversor estático de potência.[0018] As shown in Figure 1, typically, the energy generated by a photovoltaic solar generator (1) is processed by a static power converter (2) followed by an output filter (3), which form the connection interface with the distribution network (4). In order for the maximum power that can be supplied by the generator to be extracted by the system, some MPPT method (5) must be used, which operates based on electrical current (6) and electrical voltage (7) readings. The MPPT provides a reference signal (8) that must be compared with one of the measured signals. The error resulting from this comparison can be compensated by a proportional-integral (PI) controller (9) and then be used by the pulse-width modulator (PWM) (10) that activates the static power converter .

[0019] Na presente invenção sugere-se que o método seja implementado em um microcontrolador (1), tal como representa a Figura 2. Os sinais de tensão e corrente elétrica medidos passam por filtros passa-baixa (2) antes de serem amostrados (3) no microcontrolador e convertidos em sinais digitais por conversores A/D (4). Os sinais digitais amostrados são então utilizados pelo algoritmo (5) do método híbrido proposto, o qual fornece o valor de corrente de referência (6) que coloca o gerador no MPP. Assim como em outros métodos, o sinal de referência pode ser comparado (7) com o sinal lido e o erro compensado por um controlador PI (8). O sinal de saída do controlador PI pode passar por um retentor de ordem zero (zero-order hold - ZOH) (9) seguido pelo modulador PWM (10), onde finalmente deixa o microcontrolador. Visto que microcontroladores tipicamente não possuem capacidade de corrente suficiente para acionar os interruptores ativos de conversores estáticos de potência, o sinal modulado PWM pode utilizar um atuador (driver) (11) para controlar a chave de potência (geralmente do tipo MOSFET ou IGBT) do conversor (12).[0019] In the present invention, it is suggested that the method be implemented in a microcontroller (1), as shown in Figure 2. The measured voltage and current signals pass through low-pass filters (2) before being sampled ( 3) in the microcontroller and converted into digital signals by A/D converters (4). The sampled digital signals are then used by the algorithm (5) of the proposed hybrid method, which provides the reference current value (6) that places the generator in the MPP. As with other methods, the reference signal can be compared (7) with the read signal and the error compensated by a PI controller (8). The output signal from the PI controller may pass through a zero-order hold (ZOH) (9) followed by the PWM modulator (10), where it finally leaves the microcontroller. Since microcontrollers typically do not have sufficient current capacity to drive the active switches of static power converters, the PWM modulated signal can use an actuator (11) to control the power switch (generally MOSFET or IGBT type) of the converter (12).

[0020] O método híbrido de MPPT proposto é descrito na Figura 3 em forma de fluxograma. De maneira geral, ele é composto por variações de dois métodos tradicionais: o INC (1) e o FSCC (2), os quais operam de forma simultânea. O método INC é implementado com tamanho de passo variável, o qual depende do módulo da razão entre as variações de potência e de tensão elétrica, e resulta em uma corrente de referência ao invés de tensão, como no método original. No caso do método FSCC, ao invés de curto-circuitar periodicamente o gerador fotovoltaico para realizar medições da corrente de curto-circuito, desvios severos de corrente Ik e tensão Vk são continuamente verificados, em cada iteração, a fim de identificar a ocorrência de variações climática abruptas. Nesses casos, o método INC implementado faz com que a operação do gerador fotovoltaico divirja do MPP e passe a operar nas proximidades da corrente de curto-circuito. Assim, o algoritmo FSCC pode utilizar a sua expressão tradicional le ~ kscIsc para selecionar uma nova referência de corrente para sobrepor a fornecida pelo método INC. Essa nova referência de corrente não necessariamente coloca o gerador fotovoltaico exatamente no MPP, mas o aproxima do MPP, permitindo que o método INC reencontre o MPP mais rapidamente. Ademais, cabe salientar que, para uma operação adequada, os métodos FSCC e INC devem operar com frequências de atualização diferentes, que podem ser variáveis ou não. O método INC deve ser mais lento, com valores de frequência tipicamente utilizados nos métodos tradicionais, enquanto o método FSCC deve operar com frequências maiores, a fim de continuamente verificar a ocorrência de variações climáticas abruptas.[0020] The proposed hybrid MPPT method is described in Figure 3 in the form of a flowchart. In general, it is composed of variations of two traditional methods: INC (1) and FSCC (2), which operate simultaneously. The INC method is implemented with a variable step size, which depends on the modulus of the ratio between variations in power and electrical voltage, and results in a reference current instead of voltage, as in the original method. In the case of the FSCC method, instead of periodically short-circuiting the photovoltaic generator to perform short-circuit current measurements, severe deviations of current Ik and voltage Vk are continuously checked, in each iteration, in order to identify the occurrence of variations abrupt climate conditions. In these cases, the implemented INC method causes the operation of the photovoltaic generator to diverge from the MPP and start to operate close to the short-circuit current. Thus, the FSCC algorithm can use its traditional expression le ~ kscIsc to select a new current reference to override the one provided by the INC method. This new current reference does not necessarily place the PV generator exactly at the MPP, but it brings it closer to the MPP, allowing the INC method to find the MPP more quickly. Furthermore, it is worth noting that, for proper operation, the FSCC and INC methods must operate with different update frequencies, which may or may not be variable. The INC method must be slower, with frequency values typically used in traditional methods, while the FSCC method must operate with higher frequencies, in order to continuously verify the occurrence of abrupt climatic variations.

[0021] A característica marcante desse invento é uma particular associação dos cálculos da condutância incremental (INC) e da corrente de curto-circuito fracionada (FSCC) com objetivo de colaborar com o rastreio em condições climáticas abruptas. INC e FSCC são computados a partir da medição de tensão elétrica e da corrente elétrica. A rotina periódica de INC e FSCC é projetada para ocorrer em regimes de tempos diferentes, que podem ser adaptativos ou não. O controlador discreto é disposto de uma forma que corrige o algoritmo de INC com parâmetros obtidos com o método FSCC. Essa particular combinação resulta em um novo método MPPT híbrido de alta velocidade, que é mais rápido que os encontrados na literatura, principalmente quando submetido a condições climáticas com variações abruptas. A maior velocidade é possível devido a dinâmica rápida do controle híbrido apresentado nesse documento. Os métodos MPPT encontrados na literatura não possuem dinâmica suficientemente rápida para rastrear transições abruptas, ou necessitam circuitos extras para curto-circuitar ativamente o gerador fotovoltaico para implementar o FSCC. Esses fatos implicam atraso no rastreamento do MPP e, portanto, resultam em menor geração W/m2 da planta solar.[0021] The striking feature of this invention is a particular association of incremental conductance (INC) and fractional short-circuit current (FSCC) calculations with the aim of collaborating with screening in abrupt weather conditions. INC and FSCC are computed from the measurement of electrical voltage and electrical current. The periodic routine of INC and FSCC is designed to occur in different time regimes, which may or may not be adaptive. The discrete controller is arranged in a way that corrects the INC algorithm with parameters obtained with the FSCC method. This particular combination results in a new high-speed hybrid MPPT method, which is faster than those found in the literature, especially when subjected to climatic conditions with abrupt variations. The higher speed is possible due to the fast dynamics of the hybrid control presented in this document. The MPPT methods found in the literature do not have fast enough dynamics to track abrupt transitions, or require extra circuits to actively short-circuit the photovoltaic generator to implement FSCC. These facts imply a delay in tracking the MPP and, therefore, result in lower W/m2 generation from the solar plant.

[0022] Por fim, cabe reforçar que o ponto de máxima transferência de potência depende das condições climáticas que o módulo está submetido. Quaisquer alterações climáticas alteram a posição ótima de operação de um gerador fotovoltaico (i.e., o MPP), de modo que alterações abruptas têm maior impacto no desvio do MPP. Os métodos de rastreamento do MPP encontrados na literatura (i.e., métodos de MPPT) não são otimizados para rastreamento em situações de condições climáticas com variações abruptas, devido aos seguintes fatos: o método não possui dinâmica rápida o suficiente, ou, necessita de implementação de circuitos adicionais que causam interrupção temporária da extração de energia elétrica. O proposto método híbrido para rastreamento da máxima potência de geradores de energia solar fotovoltaica, por sua vez, viabiliza encontrar o ponto de máxima potência durante variações abruptas ou não das condições climáticas (i.e., irradiância solar e temperatura) em que os geradores estão sujeitos. Este método é projetado com dinâmica mais rápida e sem necessidade de circuitos adicionais ou interrupção temporária da geração de energia. Sugere-se a utilização deste método em dispositivos capazes de processar a energia de quaisquer geradores fotovoltaicos, e.g., microinversores e inversores strings conectados à rede de distribuição elétrica ou isolados da rede de distribuição elétrica, a exemplo de carregadores de baterias solares, sistemas para bombeamento de água, eletrificação rural, iluminação pública e de emergência, entre outros.[0022] Finally, it is important to emphasize that the point of maximum power transfer depends on the climatic conditions that the module is subjected to. Any climate change changes the optimal operating position of a photovoltaic generator (i.e., the MPP), so that abrupt changes have a greater impact on the MPP deviation. The MPP tracking methods found in the literature (i.e., MPPT methods) are not optimized for tracking in situations of climatic conditions with abrupt variations, due to the following facts: the method does not have fast enough dynamics, or, it requires the implementation of additional circuits that cause temporary interruption of electrical energy extraction. The proposed hybrid method for tracking the maximum power of photovoltaic solar energy generators, in turn, makes it possible to find the point of maximum power during abrupt variations or not in the climatic conditions (i.e., solar irradiance and temperature) to which the generators are subject. This method is designed with faster dynamics and without the need for additional circuits or temporary interruption of power generation. It is suggested to use this method in devices capable of processing energy from any photovoltaic generators, e.g., microinverters and string inverters connected to the electrical distribution network or isolated from the electrical distribution network, such as solar battery chargers, pumping systems water supply, rural electrification, public and emergency lighting, among others.

EXAMPLES OF EMBODIMENTS OF THE INVENTION

[0023] O algoritmo de MPPT proposto é especialmente apropriado para microinversores fotovoltaicos baseados na topologia flyback - a mais comumente utilizada em microinversores comerciais. O seu emprego nesses tipos de dispositivos pode ser avaliado por meio de softwares de simulação computacional. Como exemplo, o método híbrido proposto foi testado com o software comercial PLECS (Plexim GmbH, Technoparkstrasse 1, 8005 Zurich, Switzerland) utilizando uma topologia flyback aplicada ao módulo fotovoltaico Jinko Tiger Pro 72HC de 550 W (JKM550M-72HL4). A Figura 4 ilustra o funcionamento do método híbrido proposto em comparação ao método INC clássico com passo variável. Nessa simulação, a irradiação solar foi reduzida de 1000 W/m2para 500 W/m2no instante t = 2 s e aumentada novamente de 500 W/m2para 1000 W/m2no instante t = 4 s. Em ambas as situações o método INC tradicional com passo variável necessita de mais de 1 (um) segundo para encontrar o MPP enquanto o método híbrido proposto detecta o MPP quase que instantaneamente. Conclui-se, portanto, que, diante de variações abruptas de irradiância, o método proposto apresenta uma maior velocidade de rastreamento, o que resulta em uma maior eficiência dinâmica.[0023] The proposed MPPT algorithm is especially suitable for photovoltaic microinverters based on the flyback topology - the most commonly used in commercial microinverters. Their use in these types of devices can be evaluated using computer simulation software. As an example, the proposed hybrid method was tested with the commercial software PLECS (Plexim GmbH, Technoparkstrasse 1, 8005 Zurich, Switzerland) using a flyback topology applied to the 550 W Jinko Tiger Pro 72HC photovoltaic module (JKM550M-72HL4). Figure 4 illustrates how the proposed hybrid method works in comparison to the classic INC method with variable step. In this simulation, solar irradiation was reduced from 1000 W/m2 to 500 W/m2 at time t = 2 s and increased again from 500 W/m2 to 1000 W/m2 at time t = 4 s. In both situations, the traditional INC method with variable step requires more than 1 (one) second to find the MPP while the proposed hybrid method detects the MPP almost instantly. It is concluded, therefore, that, in the face of abrupt variations in irradiance, the proposed method presents a higher tracking speed, which results in greater dynamic efficiency.

Claims

1. Method for tracking the maximum power point (MPP) of photovoltaic solar energy generators characterized by: - periodically measuring the electrical voltage (Vk) and electrical current (Ik) of the photovoltaic module or array; - process Vk and Ik with the combination of incremental conductance (INC) and fractional short-circuit current (FSCC) methods; - apply the INC method algorithm with its properly adjusted parameters to iteratively identify the current at the maximum power point; - employ a variation of the FSCC method to readjust the MPP tracking performed by the INC method during abrupt variations in weather conditions; - impose the maximum power current to a photovoltaic module or array by means of a static power converter.

2. Method according to claim 1, characterized by sampling the electrical variables of voltage Vk and current Ik in an acquisition frequency range of 10 Hz to 10 kHz, in adaptive cycles or not, or preferably 1 kHz.

3. Method according to claim 1 characterized by periodically processing the INC method from 1 to 100 cycles/second or preferably 10 cycles/second, and the FSCC method from 100 to 10 thousand cycles/second or preferably 1 thousand cycles/second, or periodically adaptive or not.

4. Method according to claims 1 to 3 characterized by storing the sampled values of the electrical voltage and current variables from the previous iteration to determine the voltage (?V) and current (?I) variations necessary to implement the methods INC and FSCC.

5. Method according to claims 1 to 4 characterized by iteratively identifying the point of maximum power by comparing the instantaneous conductance (-Ik/Vk) with the incremental conductance (?I/?V).

6. Method according to claims 1 to 5 characterized by updating the maximum power reference current (Iref) with a variable step, which depends on the modulus of the power variation ratio (?P) in relation to the voltage variation ( ?V) multiplied by a one-dimensional factor N from 0.001 to 0.1 or preferably 0.01 for a good compromise between tracking speed and oscillation around the point of maximum power.

7. Method according to claims 1 to 6 characterized by identifying abrupt climate changes based on the voltage variation (?V) measured, which must not be greater than 10% of the maximum power voltage, or based on the current reading of current Ik, which must not be greater than 50% of the current reading Ik performed in the previous iteration, stored in the variable Ik'.

8. Method according to claims 1 to 7 characterized by using a variation of the FSCC method with ksc from 85% to 95% or preferably 90%, which corresponds to the average percentage relationship between the maximum power current and the current short circuit.

9. Method according to claims 1 to 8, characterized by using a closed-loop control strategy to ensure that the maximum power reference current Iref is imposed on the input of the static power converter and, consequently, on the photovoltaic module or array .

10. Method according to claims 1 to 9 characterized by its logical implementation in microcontrollers, microprocessors, embedded or non-embedded computers, or similar circuits, in the form of one or more auxiliary functions, e.g. routines and tasks.