Autoconsumo fotovoltaico trifásico con almacenamiento de

Antetítulo
Configuración de los sistemas: centralizado y descentralizado
Autoconsumo fotovoltaico trifásico
con almacenamiento de energía
Como es bien sabido, la legislación de los sistemas de autoconsumo está regulada en España por el Real Decreto
900/2015, publicado el pasado mes de octubre de 2015. Quiza, uno de los autoconsumos menos realizados sean
los relacionados con redes (consumos) trifásicas cuyos rangos de potencia comienzan alrededor de los 10 kW
para extenderse, incluso, en los MW. Su ámbito de aplicación es fundamentalmente industrial (polígonos
industriales o granjas porcinas) si bien podría tener cabida en el ámbito residencial, siempre que sea trifásico,
claro está.
En el susodicho RD se distinguen entre autoconsumos conectados a red
(en sus dos modalidades, tipo 1 y tipo
2) y los aislados (los cuales están
exentos de cualquier registro ni cargos de peaje). De acuerdo con el punto 5 de aquel RD se establece que podrán instalarse elementos de acumulación en las instalaciones de autoconsumo reguladas en este real decreto,
cuando dispongan de las protecciones
establecidas en la normativa de seguridad y calidad industrial que les aplique y se encuentren instaladas de tal
forman que compartan equipo de medida que registre la generación neta o
equipo de medida que registre la energía horaria consumida.
Desde el punto de vista de la configuración de estos sistemas, se pueden
implementar de dos formas: descentralizados y centralizados.
La solución descentralizada consiste
en utilizar bien la configuración en
acoplamiento en CC (dc-coupling) o
en CA (ac-coupling). La solución en
acoplamiento de CC, en trifásica, consistiría en la utilización de convertidores de CC/CC conectados al generador
FV junto con inversores bidireccionales monofásicos, para cada fase. En
cambio, en el caso de la instalación de
un acoplamiento de CA trifásico, Figura 1, tanto el inversor conectado a red
como el bidireccional son monofásicos, creando una red trifásica. Es decir, que se necesitan, para cada fase,
tanto un inversor de conexión a red
como un inversor bidireccional. Esta
configuración valdría tanto para aislada como para interconectada a la red,
en cuyo caso la red se conectaría el
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bus de CA del consumo. Una modificación a esta solución sería la utilización
de inversores de conexión a red trifásicos junto con inversores bidireccionales monofásicos.
decir, instalar un inversor adicional
para cada fase, Figura 1.
Una solución alternativa a la anteriormente mencionada es la instalación
de un sistema trifásico centralizado.
Figura 1. Configuración aislada de un acoplamiento en CA de 8 kW de una
solución trifásica a partir de equipos monofásicos (Fuente: SMA)
Este tipo de soluciones pueden implementarse mediante “soluciones cerradas”. Es decir, aquellas cuyos inversores (tanto el de conexión a red como
el bidireccional) son del mismo fabricante (como SMA o Schneider, por
ejemplo) o mediante “soluciones
abiertas”, en donde el fabricante del
inversor de conexión a red es diferente del bidireccional (el ejemplo más típico podría ser la combinación Victron
+ Fronius, en donde se implementan
inversores de conexión a red trifásicos, Fronius, con inversores bidireccionales monofásicos, Victron), Foto 1.
Si se quisiera aumentar la potencia
nominal de los inversores instalados
habría que “paralelizar la solución”. Es
Foto 1: Implementación de un sistema trifásico “abierta” con inversores
bidireccionales monofásicos VICTRON e inversores trifásicos Fronius
(Fuente: Krannich).
En este caso, también se podrían distinguir dos tipos de sistemas: con aco-
ESPECIAL SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO
Foto 2: Implementación de un sistema fotovoltaico con almacenamiento de
energía interconectado utilizando un inversor IMEON (Fuente: QKSOLEnergy Solutions)
Figura 2: Implementación de un
sistema trifásico centralizado en
configuración de CC
(Fuente: Leonics)
plamiento en CC, Figura 2, y en CA.
Sin embargo, la evolución de la soluciones anteriormente mencionadas es
la solución centralizada integrada, la
cuál consiste en utilizar un único equipo que integre la funcionalidad tanto
del acoplamiento de CC como de CA.
La implementación se lleva a cabo
gracias a la utilización del denominado
inversor híbrido. De acuerdo con la Figura 3, se pueden distinguir diferentes
tipos de inversores híbridos, monofásicos y trifásicos. Dentro de los inversores monofásicos estarían los que
presentan un sistema de almacenamiento integrado y los que no lo presentan. También cabría distinguir entre aquellos que son capaces de funcionar de manera autónoma o interconectada (según convenga) y los que
sólo funcionan de manera interconectada (como los modelos de SMA, Fronius o Kostal). Desafortunadamente,
en el mercado FV actual existen muy
pocos fabricantes que desarrollen y
comercialicen inversores híbridos trifásicos. Uno de ellos es el fabricante
IMEON, el cuál además de comercializar un equipo monofásico, Foto 2,
también ha diseñado y comercializado
un inversor híbrido trifásico de 9 kW
nominales, el cuál puede funcionar interconectado o autónoma. Este equipo
se podría implementar tanto en el ámbito residencial trifásico como en el industrial.
cedentes del campo fotovoltaico, formado por dos series con seguimiento
del seguimiento del punto de máxima
potencia, y de las baterías (la cuáles
pueden ser de Gel, AGM o de Ion-Litio, con un bus de 48 VCC) y una entrada de CA (bien un grupo auxiliar o
de la red eléctrica).
La implementación del inversor híbrido trifásico se realiza de la siguiente
forma.
Figura 3: Clasificación de los inversores híbridos
Una característica innata de estos inversores es que presentan varias entradas directas: dos de continua, pro-
Instalación trifásica de autoconsumo fotovoltaico según tipología
general con control de inyección
cero
En la Figura 4 se presenta una confi-
Figura 4: ESQUEMA DE AUTOCONSUMO TRIFÁSICO, según tipología General
con Control de Inyección Cero IMPLEMENTADO CON EL INVERSOR Imeon
Energy modelo 9.12 (Fuente: QKSOL- Energy Solutions)
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ESPECIALSISTEMAS DE ALMACENAMIENTO
guración del inversor híbrido trifásico
en donde la entrada de red eléctrica
es bidireccional, pudiendo controlar la
inyección a red, inyección cero, de forma interna por el propio inversor. Además, serviría como entrada de un grupo electrógeno en caso de que tengamos una instalación aislada.
Además se conecta la entrada de los
paneles solares y de la batería de acumulación directamente al Inversor. La
salida de potencia del Inversor hacia
las cargas será de12 kW, siempre y
cuando exista apoyo de la red eléctrica. En caso contrario, si el abastecimiento es sólo de baterías y paneles
solares será de 9 kW.
Funcionamiento: La prioridad de la
versor podrá trabajar en isla, permitiendo aportar una potencia máxima
de 9 kW al consumo de las cargas,
que se abastecerán de los paneles y/o
batería de acumulación.
Instalación trifásica de autoconsumo fotovoltaico con control de
inyección cero de acuerdo con el
RD 900/2015
Si se quisiera implementar una solución de autoconsumo, de acuerdo con
el RD 900/2015, en el que se tuviera
como entrada de CA a la red, el diagrama de conexiones sería como el
que se presenta en la Figura 5.
Este esquema nos permite cumplir el
RD de autoconumo en cuanto a la ins-
didor externo o “Energy Meter”, que
ya incorpora en propio equipo.
Se mantiene la opción de tener un
consumo auxiliar procedente de los
paneles y/o batería en caso de caída
de red, funcionamiento en Isla.
Funcionamiento: La prioridad de la
energía solar producida es abastecer
al consumo directamente. Cuando la
producción solar es mayor que el consumo de las cargas, ésta cargará la
batería de acumulación, y una vez estén cargadas y el consumo sea inferior
a la producción solar, el Inversor modificará el punto de funcionamiento
del generador fotovoltaico para no inyectar a la red eléctrica, mediante el
uso del “Energy meter” incluido en el
Figura 5: ESQUEMA DE AUTOCONSUMO TRIFÁSICO, según RD 900/2015 con Control de Inyección Cero IMPLEMENTADO CON EL INVERSOR Imeon Energy modelo 9.12 (Fuente: QKSOL- Energy Solutions)
energía solar producida es abastecer
al consumo directamente, sin que la
energía pase por la batería.
Cuando la producción solar es mayor
que el consumo de las cargas, ésta
cargará la batería de acumulación, y
una vez esté cargada y el consumo
sea inferior a la producción solar, el
excedente de energía se podrá inyectar a la red eléctrica, mediante activación de ésta función por software
interno del Inversor.
Cuando no exista energía solar, los
consumos se abastecerán de la batería solar y/o de la red eléctrica.
En esta tipología de instalación, frente
a una caída de la red eléctrica, el in-
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talación de un contador para medir la
energía producida por el sistema fotovoltaico.
La entrada del generador fotovoltaico
y de la batería de acumulación al Inversor, se realiza de la misma forma
que el apartado anterior.
La inyección de la energía producida
hacia las cargas, procedente de los
paneles solares y batería se realiza
por la conexión “Grid Connection” de
la Figura 4, siendo 9 kW la aportación
máxima, mientras que el consumo de
las cargas será ilimitado con el apoyo
de la red eléctrica.
En esta configuración, el control de inyección cero se realiza mediante me-
suministro del equipo.
Cuando no exista energía solar suficiente, los consumos se abastecerán
de la batería y/o de la red eléctrica.
Frente a caídas de la red eléctrica, el
Inversor permite activar una salida local de emergencia de hasta 9 kW, que
se abastecerá de los paneles y/o batería de acumulación.
Autor:
Vicente Salas
UC3M PV-Lab
Universidad Carlos III de Madrid
[email protected]