Apuntes diseño de sistemas Autonomos
Anuncio
INTRODUCCIÓN AL DISEÑO Y DIMENSIONADO DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS AUTÓNOMOS Mariano Sidrach de Cardona Ortín Málaga, Mayo de 2001 Departamento de Física Aplicada II. E. T. S. de Ingeniería Informática. Universidad de Málaga. Campus de Teatinos. 29071 Málaga. Tlf: 95-2132722. E-mail: [email protected] ÍNDICE 1. INTRODUCCIÓN A LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS..................... 5 1.1 Los sistemas fotovoltaicos................................................................ 5 1.2 Tipos de sistemas fotovoltaicos........................................................ 7 2. DISEÑO DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS AUTÓNOMOS................ 11 2.1 El concepto de diseño........................................................................ 11 2.2 Caracterización del consumo: Perfiles de carga................................ 12 2.3 Características de las cargas.............................................................. 14 2.4 Corriente continua versus corriente alterna....................................... 17 2.5 Instalación eléctrica. Conductores eléctricos.................................... 18 2.6 Cálculo de la sección de cableado..................................................... 20 2.7 Seguridad y protecciones generales.................................................. 22 2.8 Protecciones frente a sobre tensiones y rayos................................... 26 2.9 Seguridad con las baterías................................................................. 28 3. DIMENSIONADO DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS AUTÓNOMOS 30 3.1 Energía producida por un sistema fotovoltaico autónomo................ 30 3.2 Métodos de dimensionado................................................................. 32 3.3 Descripción del método simplificado de dimensionado.................... 36 3.4 Descripción del método de la probabilidad de fallo.......................... 38 3.5 Estudio del tamaño óptimo de un sistema......................................... 40 3.6 Descripción del modelo lineal multivariante..................................... 43 3.7 Comparación de los modelos: Ejemplo de dimensionado................. 45 4. EL PROGRAMA DE DIMENSIONADO FVDIM..................................... 47 4.1 Introducción...................................................................................... 47 4.2 Análisis de la metodología utilizada................................................. 48 4.3 Datos de entrada................................................................................ 53 4.4 Salidas del programa......................................................................... 57 5. UTILIZACIÓN DEL PROGRAMA FVDIM.............................................. 62 6. BIBLIOGRAFIA.......................................................................................... 68 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. 1. INTRODUCCIÓN A LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS 1.1 Los sistemas fotovoltaicos Se define un sistema fotovoltaico como el conjunto de elementos conexionados entre sí capaces de suministrar energía eléctrica, a partir de la transformación directa de la energía solar. El elemento esencial de todo sistema fotovoltaico son los módulos fotovoltaicos, que transforma la energía solar en energía eléctrica a partir del efecto fotovoltaico. Al conjunto de módulos fotovoltaicos conectados entre sí con el fin de conseguir la potencia requerida, se le denomina generador fotovoltaico. La asociación de paneles en serie, en paralelo o de forma mixta, permite obtener diferentes valores de intensidad y tensión a la salida del generador fotovoltaico. La energía que producen los generadores fotovoltaicos es en corriente continua. Los demás componentes de un sistema, están situados entre el generador y el usuario final de la energía producida y su composición y situación dentro del sistema depende del tipo de instalación que consideremos. En general, son elementos típicos de una instalación o sistema fotovoltaico, los acumuladores, los sistemas de control y los convertidores. Los acumuladores son los encargados de almacenar en forma de energía química la energía eléctrica producida por el generador, de manera que se pueda disponer de energía eléctrica durante los periodos nocturnos o los periodos con bajos niveles de insolación, como ocurre en los meses de invierno en nuestras latitudes. Los sistemas de control son los encargados de comunicar entre sí al generador con la batería y con el consumo. El más empleado es el regulador, que es el encargado de controlar el estado de carga de la batería impidiendo que una carga o descarga excesiva pueda dañar a la misma y acortar su vida. Un buen regulador debe, durante el proceso de carga, impedir que una tensión excesiva produzca sobrecargas en el acumulador, con la subsiguiente pérdida de agua; durante la descarga debe impedir que una descarga demasiado profunda de la misma, acorte el número de ciclos del acumulador y por lo tanto, la vida del mismo. 5 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. El regulador más utilizado es el regulador tipo serie. Este regulador actúa entre la batería y el generador fotovoltaico y en la línea de consumo, de manera que cuando la batería ha llegado al nivel de carga adecuado abre el circuito entre el generador y la batería y vuelve a cerrarlo cuando la batería ha perdido carga. De igual modo actúa abriendo la línea de consumo para evitar descargas profundas de la batería. Su actuación es equivalente a un interruptor, por tanto, no disipan energía, sino que actúan evitando el paso de corriente. Los reguladores tipo serie fijan los niveles de regulación a partir de la relación que existe entre el estado de carga de la batería y la tensión en sus bornes. Al ser esta función dependiente de la temperatura del electrolito, algunos reguladores van equipados con sensores de temperatura acoplados a la carcasa del regulados y ajustan la tensión de regulación en función de la temperatura medida. Al proceder así se asume la aproximación de que la temperatura del electrolito es aproximadamente igual a la temperatura de la sala donde se encuentra instalado el regulador y la batería. Se denominan convertidores a dos tipos de equipos electrónicos: los convertidores corriente continua - corriente continua (CC/CC) y los convertidores corriente continua - corriente alterna (CC/CA). Los primeros se utilizan para elevar o bajar la tensión de trabajo, y normalmente están situados entre la batería y el consumo o a la entrada de un convertidor CC /CA. Este tipo de convertidores no es de uso frecuente, debido a que en la mayoría de las instalaciones se puede realizar un diseño de forma que no sea necesario su uso. Los convertidores CC/CA, también llamados inversores, transforman la corriente continua con la que funciona una instalación fotovoltaica, en corriente alterna. El convertidor está situado en la línea de consumo y su participación es imprescindible para poder suministrar corriente alterna. Se suelen considerar además componentes de una instalación fotovoltaica a los elementos receptores o de consumo. No son en realidad parte del sistema fotovoltaico, pero se les considera así debido a que su caracterización energética, es decir, potencia, energía consumida, tensión de trabajo, etc. es imprescindible para realizar un correcto diseño y dimensionado de un sistema fotovoltaico. 6 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. 1.2. Tipos de sistemas fotovoltaicos Es difícil realizar una descripción exhaustiva de las aplicaciones de la energía solar fotovoltaica, debido a que, como sistema energético, es posible su utilización, en principio, para cualquier fin. Las limitaciones en cuanto a su aplicación no vienen determinadas por el estado de la tecnología, sino que vienen condicionada por su rentabilidad frente a otras fuentes de energía convencionales. Se puede realizar una clasificación en función de los campos de aplicación: • Electrificación rural: Viviendas aisladas, viviendas de fin de semana o de ocupación temporal, refugios de montaña. • Telecomunicaciones: Repetidores y Reemisores de radio y televisión, Radioteléfonos, Telemetría. • Señalización y protecciones para: Navegación aérea, Radiofaros y radiobalizas , Señalización de autopistas , Teléfonos de urgencia en autopistas, Señalización de ferrocarriles, Equipos de radio en puestos de vigilancia forestal, Faros y boyas para la navegación marítima, Señalización de plataformas petrolíferas. • Señalización y toma de datos de: Estaciones meteorológicas, Estaciones de medida medioambiental, Plataformas oceánicas de toma de datos, Redes de protección sísmica, Control y operación remota de presas, Protección civil. • Protección catódica: Puentes, Gasoductos, Oleoductos. • Iluminación: Iluminación de vallas publicitarias, Iluminación pública. • Aplicaciones agrícolas: Bombeo de agua, Riego por goteo, Riegos a baja presión, Iluminación y control de invernaderos, Telecontrol de redes de riego. • Aplicaciones ganaderas: Iluminación de granjas y establos, Sistemas de ordeño, Sistemas de refrigeración de la leche, Electrificación de cercas. • Aplicaciones militares: Generadores autónomos, Equipos de campaña, Radioteléfonos, Cargadores de batería. • Desalinización: Depuración de agua del mar, Depuración de agua salobre. 7 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. • Aplicaciones de recreo: Yates y veleros, Equipamiento de áreas recreativas, Camping y caravana, Aeromodelismo. • Otras aplicaciones: Relojes electrónicos, Calculadoras de bolsillo, Juguetes y maquetas, Kits educativos. Ahora bien, de todas estas aplicaciones, las grandes áreas de actuación de la energía solar fotovoltaica son: 9 Sistemas fotovoltaicos autónomos 9 Sistemas híbridos o mixtos 9 Sistemas conectados a la red Los sistemas fotovoltaicos autónomos se caracterizan por estar diseñados para cubrir el total de la demanda energética. Debido a la naturaleza variable de la fuente Sistema fotovoltaico autónomo Consumo en continua Regulador Módulos Inversor Batería Consumo en alterna Figura 1. Esquema típico de un sistema fotovoltaico autónomo energética, el Sol, se introduce el concepto de fiabilidad del sistema y se habla de que el sistema cubre la demanda con una cierta fiabilidad. Exceptuando los sistemas de bombeo, todos los sistemas fotovoltaicos autónomos tienen un sistema de acumulación, normalmente baterías estacionarias de plomo - ácido. La rentabilidad de los sistemas fotovoltaicos autónomos, viene 8 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. condicionada por su competitividad frente a otras opciones, red eléctrica y grupos electrógenos, principalmente. Podemos decir que en las aplicaciones actuales se cumplen las características siguientes: necesidades energéticas bajas y lugares alejados de la red. Entre estas aplicaciones hay que destacar, por el número de instalaciones realizadas, los sistemas de electrificación rural de zonas aisladas y los sistemas para telecomunicaciones. Los sistemas híbridos se caracterizan porque incluyen además de los paneles fotovoltaicos, una o varias fuentes auxiliares de potencia, como puede ser un generador auxiliar, gasolina o diesel, o un generador eólico. Normalmente, estos sistemas incluyen baterías de menor tamaño que las de los sistemas autónomos. Su fiabilidad, al no depender de una sola fuente energética, suele ser mayor. Como único inconveniente Sistema fotovoltaico mixto Batería Regulador Consumo c.c. Inversor Módulos G Rectificador Consumo c.a. Generador Figura 2. Esquema típico de un sistema mixto fotovoltaico-diesel. cabe señalar la mayor complejidad en el sistema de regulación y control de los mismos. Los sistemas conectados a red, normalmente, no incluyen baterías. La conexión entre los paneles fotovoltaicos y la red se realiza a través de un inversor. Este inversor debe ser capaz de aceptar las variaciones de voltaje y potencia propias de los paneles, trabajar en el punto de máxima potencia del generador fotovoltaico y enviar a la red energía con una calidad aceptable. Dependiendo del voltaje de la red en el punto de 9 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. conexión y en concreto para tensiones mayores de 220 o 380 V, será necesario utilizar transformadores con las protecciones adecuadas. La compañía Sevillana de Electricidad ha sido la primera compañía eléctrica en España en fijar unas normas para la conexión a la red de los sistemas fotovoltaicos. Dentro de estos sistemas hay que diferenciar las grandes centrales fotovoltaicas conectadas a la red, donde la central fotovoltaica de Toledo con una potencia pico de 1 MW es el referente más cercano y las pequeñas instalaciones, pensadas para aplicaciones domesticas y donde la potencia pico instalada no suele ser mayor de 5 kW. Sistema fotovoltaico conectado a red Consumo vivienda Módulos Inversor kWh 4075 2314 Red eléctrica Figura 3. Esquema de una instalación fotovoltaica conectada a la red En las grandes instalaciones toda la energía eléctrica generada es enviada a la red, mientras que en las pequeñas parte de la energía generada se consume como autoabastecimiento y el exceso de energía, si se produce, se envía a la red. Durante los periodos nocturnos o cuando la producción es deficitaria, es la red la encargada del suministro energético. Los pequeños sistemas fotovoltaicos conectados a la red tienen su razón de ser para su uso como sistemas domésticos instalados en viviendas, aportando un porcentaje importante de la energía consumida. Japón, país pionero en este 10 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. campo, planea tener instalados en el año 2010, 4.600 MW de tejados fotovoltaicos. En Europa, Alemania es el país que más esfuerzo ha realizado hasta la fecha en la implantación de estos sistemas. 2. DISEÑO DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS AUTÓNOMOS 2.1 El concepto de diseño. Dentro de los diferentes tipos de sistemas fotovoltaicos nos vamos a ocupar de los sistemas fotovoltaicos autónomos. Ahora bien, la mayor parte de lo que aquí se expone son cuestiones generales que sirven de igual forma para sistemas que utilicen también alguna fuente de energía auxiliar. Las instalaciones conectadas a red son las que más se alejan del planteamiento general aquí expuesto y merecen consideraciones de diseño distintas. Se denomina diseño de un sistema fotovoltaico al conjunto de tareas y especificaciones que se deben tener en cuenta para que una instalación fotovoltaica funcione satisfactoriamente, al menor coste y con la mayor fiabilidad técnica. Dentro de estas tareas está el calcular el tamaño óptimo de la instalación, que es lo que se llama dimensionado. En el diseño de instalaciones fotovoltaicas hay que realizar las siguientes tareas: Consideraciones preliminares o estudio previo, cálculo de la radiación disponible, determinación de la carga, dimensionado del sistema, diseño o elección de componentes, normas de seguridad, análisis económico y normas de operación y mantenimiento. Estas tareas no son independientes y sólo la correcta iteración de todos estos hitos, dan como resultado el diseño final y las especificaciones del sistema. Esto permite realizar una instalación en las mejores condiciones posibles. Los factores que afectan principalmente al diseño de los sistemas fotovoltaicos son, la radiación solar disponible, el perfil de consumo, las características eléctricas de las cargas y las características técnicas de cada uno de los componentes elegidos. En consideraciones preliminares, el diseñador de sistemas debe plantearse cuestiones de carácter general. Éstas pasan por contestar cuestiones básicas del tipo siguiente: ¿Dónde colocar la estructura y los paneles?, ¿Dónde instalar los equipos electrónicos?, ¿Cómo 11 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. realizar el transporte de los materiales?, ¿Qué disponibilidad de personal hay en la zona?, ¿Dónde colocar las baterías?, ¿Cuál es la necesidad de obra civil? y ¿Cuál es la distancia a la red eléctrica?. También se deben considerar cuestiones relativas a la propia instalación, como son: determinar el voltaje de trabajo, si la instalación de consumo es en continua y/o alterna, si el sistema va a ser autónomo o si por el contrario se va a disponer de un equipo auxiliar y cuantos días de autonomía va a tener el sistema. Este trabajo previo de campo debe hacerse en estrecha colaboración con el usuario final, con el fin de estudiar todas las alternativas posibles y evaluar su incidencia en el coste final de la instalación. 2.2 Caracterización del consumo: Perfiles de carga. Una de las primeras y principales tareas que hay que realizar para diseñar una instalación fotovoltaica, es conocer de la forma más precisa posible las características del consumo al que vamos a suministrar energía eléctrica con nuestra instalación. Hay que conocer la energía que se va a consumir y su distribución a lo largo del día, así como las características eléctricas de los equipos que van a consumir esta energía. Se denomina perfil de carga diaria, a la representación hora a hora de la potencia en vatios, supuesta constante para cada hora, del consumo. Este perfil da información sobre la simultaneidad de los consumos, indispensable para calcular la potencia máxima necesaria y poder dimensionar los sistemas de acondicionamiento de potencia y de distribución. La integral de esta curva a las 24 horas del día nos da la energía diaria en Wh de consumo. Es importante conocer cuál es la variación anual de la carga diaria. Esta variación puede ser diaria, mensual o estacional. Determinar su distribución a lo largo del año nos permite identificar el mes más desfavorable, mes peor, utilizado como parámetro de entrada en muchos métodos de dimensionado. En la mayoría de los casos es suficiente con conocer el valor medio diario mensual de la carga, para hacer un buen dimensionado del sistema. En muchas aplicaciones es difícil conocer el perfil de carga diario. Este es el caso de las instalaciones de electrificación rural, donde el usuario no tiene, por lo 12 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. general, hábitos previos de consumo de energía eléctrica. En este caso el instalador hace un supuesto de consumo de acuerdo a la potencia a instalar (precio de la instalación), indicando al usuario sus posibilidades energéticas. En otras aplicaciones se puede conocer mejor el perfil de carga, y su variación a lo largo del año. Si se atiende a los tipos de aplicaciones fotovoltaicas, se pueden definir de forma cualitativa, algunos perfiles típicos de carga. • Perfil de consumo constante: esta curva de consumo, constante para todos los días del año, la presentan las siguientes aplicaciones fotovoltaicas: Sistemas de alarma, Señalización marina, Señales ferroviarias, Repetidores de radio, Estaciones meteorológicas, Electrificación de cercas. • Consumos nocturnos: en este caso el consumo se produce siempre en horas nocturnas; la variación anual del mismo es inversamente proporcional a la duración del día, es decir, mayores consumos en invierno y menores en verano. Este es el caso de las siguientes aplicaciones: Iluminación, Señalización en carretera, Carteles publicitarios, Faros marinos, Señales de navegación aérea. • Consumos diurnos: aquellas aplicaciones en las que el consumo se produce durante las horas de sol. El ejemplo más característico es el de los sistemas de bombeo. El perfil anual de estos sistemas es similar al de la variación anual de la radiación solar, es decir, más alto en verano y más bajo en invierno. En el caso concreto de las aplicaciones domésticas, la determinación de los perfiles de consumo diarios y anuales, debe hacerse teniendo en cuenta las costumbres locales, estudiando cada aplicación concreta; no se puede establecer una curva general para este tipo de sistemas; un ejemplo, de entre los posibles, de una curva de perfil diario para estas aplicaciones es el que se presenta en la figura 4. 13 Consumo Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. Hora del dia Figura 4. Perfil de consumo energético típico diario de una vivienda. 2.3 Características de las cargas. La configuración, el tamaño y por tanto los costes de una instalación fotovoltaica, dependen de las características eléctricas de las cargas o consumos a los que esté destinada la instalación. Los sistemas fotovoltaicos autónomos de pequeña potencia suelen configurarse en corriente continua, 12 /24 voltios, pues evita el uso de inversores, disminuyendo el coste de la instalación. Sí la potencia de la instalación aumenta, es conveniente aumentar el voltaje de trabajo con el fin de conseguir un conexionado equilibrado de los módulos y disminuir las pérdidas por caídas de tensión, que se producirían en los conductores si trabajaran a tensiones bajas. Las cargas se caracterizan por su voltaje de trabajo y la energía que requieren. Las cargas en corriente continua suelen ser resistivas, por lo que es suficiente conocer su voltaje de operación y su consumo nominal en amperios. Sin embargo, cuando las cargas son motores en corriente continua, estos presentan fuertes demandas de corriente de forma transitoria (picos de intensidad), en su puesta en marcha, cuyas características han de conocerse correctamente. Cargas típicas en corriente continua son, lámparas, radios, equipos de música, cargadores de batería y motores. Suelen estar conectadas a la 14 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. instalación por medio solo de un regulador de carga, que deben soportar todo el rango de voltaje de trabajo de la instalación. En las instalaciones de pequeña potencia el sistema de iluminación más empleado son los tubos fluorescentes, que funcionan en corriente continua a la tensión nominal de la instalación. El alumbrado con tubos fluorescentes es muy adecuado para instalaciones fotovoltaicas, debido a que presenta una mejor relación lúmenes/vatios que las lámparas de incandescencia tradicionales, lo que se traduce en un menor consumo de energía. El sistema de alimentación de los tubos fluorescentes consta tradicionalmente de los siguientes elementos: balastro, tubo y cebador. Estos sistemas mejoran mediante una reactancia electrónica alterna de alta frecuencia que aumenta la eficiencia luminosa del tubo y permite controlar y mejorar el factor de potencia. Reactancia electrónica se llama a todo el sistema de alimentación del tubo. Si la alimentación de la "reactancia electrónica" se realiza en corriente continua se consigue la mejor eficiencia luminosa, sin perder las ventajas anteriores. Este sistema tiene el inconveniente de que al circular la corriente en una sola dirección, se deposita Oxido de Bario en los extremos del tubo, con lo que se produce el ennegrecimiento de los mismos. Al diseñar reactancias electrónicas para usos fotovoltaicos hay que tener en cuenta además que la tensión de entrada no es constante y varía entre los límites de voltaje de utilización de la batería. La reactancia debe funcionar en todo este rango con las mismas prestaciones. Ensayos realizados sobre luminarias y balastos de uso fotovoltaico1, muestran que es posible elegir estos componentes con un buen rendimiento energético (0.8) y buen rendimiento luminoso (0.6) y con alto tiempo de vida media (5000 h). También es verdad, que existen en el mercado luminarias y balastros que no cumplen las mínimas condiciones de fiabilidad 1 Laboratorio de Ensayos de Energía Solar Fotovoltaica. CIEMAT, Madrid. 15 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. Hay que hacer notar, que en la mayor parte de las cargas eléctricas se consume energía activa y energía reactiva. La suma vectorial de la potencias, activa y reactiva es la potencia aparente. El factor de potencia ( cos ϕ) de una carga eléctrica se define como el cociente entre la potencia activa (P) que consume y la aparente (S): cos ϕ = P S Este valor viene normalmente indicado por el fabricante en la placa característica. Las lámparas fluorescentes, por ejemplo, tienen valores de cosϕ próximos a 0.5. Cuando la aplicación lo aconseja y normalmente cuando se aumenta la potencia pico instalada, la corriente hacia el consumo suele ser en corriente alterna. Esto implica utilizar un inversor para transformar corriente continua en corriente alterna. La elección del mejor inversor para cubrir unas necesidades, es función de las características eléctricas de las cargas consideradas. Los parámetros que definen un inversor son: potencia nominal (W), forma de onda (cuadrada, senoidal, etc.), rango de voltaje a la entrada, voltaje de salida, capacidad de absorción de picos de corriente, factor de potencia y curva de rendimiento. Dependiendo del tipo de carga se debe ser más o menos exigentes con el inversor. Las cargas más problemáticas para los inversores son los motores, más aún cuando estos accionan sistemas con un par de arranque elevado. Esto hace que durante el tiempo de puesta en marcha de los motores, el inversor deba soportar y disipar intensidades seis u ocho veces su intensidad nominal. Como recomendación general hay que decir que para caracterizar este tipo de cargas, además de las características del motor en régimen nominal, hay que conocer sus características en otras condiciones de funcionamiento normales. Esta información se obtiene conociendo la curva del rendimiento en función de la carga, la intensidad de arranque y la curva de potencia aparente en función del par. Desde un punto de vista práctico, para solucionar este problema en instalaciones fotovoltaicas se han seguido dos caminos: Dimensionar el inversor de forma que sea capaz de absorber los picos de arranque. Esto supone que el inversor trabaje, cuando el 16 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. motor alcance su régimen nominal, en una zona en la cuál su rendimiento no sea el óptimo. En otros casos se utilizan sistemas de regulación de la velocidad de los motores, para regular la relación voltaje/frecuencia (V/Hz = cte), produciendo un arranque suave en rampa controlada y disminuyendo notablemente el pico de arranque del motor. En la actualidad es posible encontrar en el mercado inversores con rendimientos de conversión que en valor medio, considerando como rango de operación a partir del cual la potencia de salida es superior al 30% de su potencia nominal, están próximos al 90%. Además, estos inversores soportan durante algún tiempo fuertes sobrecargas, con lo que son capaces de absorber los picos de arranque de los motores. 2.4 Corriente continua versus corriente alterna. A la hora de plantearse el diseño de una instalación, en casi todas las aplicaciones, se puede elegir entre realizar el sistema de distribución de energía en corriente continua o corriente alterna. Tradicionalmente se han manejado argumentos a favor y en contra de las dos alternativas. En la tabla siguiente se señalan las ventajas e inconvenientes en cada caso. En la actualidad, para sistemas autónomos, cuando la potencia instalada es pequeña, las instalaciones se realizan en corriente continua. Para potencias mayores debemos pensar en la corriente alterna. Se han realizado instalaciones de electrificación rural, con una línea en continua para los consumos de poca potencia y muchas horas de utilización, normalmente para iluminación y otra en alterna para los consumos de mayor potencia y pocas horas de utilización, lavadora etc. CORRIENTE CONTINUA CORRIENTE ALTERNA Necesidad de escobillas Más variedad Más caros Más baratos LUMINARIAS Mejor eficiencia Más variedad SISTEMA Más barato Mejor aceptación Más eficiente Más artículos de consumo MOTORES 17 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. Esta solución permite ganar en fiabilidad y optimizar el consumo, al permitir trabajar a los inversores con mejor eficiencia durante su utilización. El estado actual de los inversores para aplicaciones aisladas permite acometer instalaciones donde todo el consumo de energía sea en corriente alterna, con eficiencias razonables. Desde el punto de vista del usuario, esta alternativa produce un efecto de mayor aceptación de la energía solar fotovoltaica, al disponer de una instalación eléctrica en el interior de la vivienda idéntica a la de viviendas conectadas a la red eléctrica convencional. 2.5 Instalación eléctrica: Conductores eléctricos Un elemento que muchas veces se olvida al hablar de sistemas fotovoltaicos, es la instalación eléctrica. En España la normativa básica está recogida en el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión2, y disposiciones complementarias, de manera que todas las instalaciones eléctricas, y por tanto también las fotovoltaicas, deben de cumplirlo. De acuerdo con lo que se describe en este reglamento, los conductores que se emplean en las instalaciones se presentan en forma de hilos y cables. Se llama hilo a toda varilla delgada y estirada de metal; será desnudo si está desprovisto de aislamiento, y aislado si está recubierto de uno o más materiales aislantes. Se denomina cable a un conductor constituido por un grupo de hilos, que pueden ser de igual forma aislados o desnudos. En instalaciones fotovoltaicas se emplean siempre hilos y cables aislados. Los materiales conductores empleados en instalaciones son el cobre y el aluminio, principalmente cobre. Todos los aislamientos de conductores, hilos o cables, deben de cumplir las siguientes características : – Características eléctricas: Resistividad y rigidez dieléctrica elevada – Características mecánicas: Resistencia a la tracción y compresión; Flexibilidad – Características físicas: Resistencia a los cambios de temperatura, Baja absorción − Características químicas: No corroerse. 2 Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión. Decreto 2413/1973 de 20 de Septiembre. BOE de 9/10/73. 18 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. Los aislamientos utilizados para conductores eléctricos son: Termoplásticos: se caracterizan por reblandecerse por la acción del calor, pero volviendo a su consistencia normal y con todas sus condiciones primitivas al enfriarse a la temperatura ambiente. Los más usados son el cloruro de polivinilo (PVC) y el polietileno. En la actualidad estos materiales presentan una gran resistencia a la humedad, oxígeno, ozono, y acción de los rayos solares. Elastómeros: No poseen la ventaja de la termoplasticidad y normalmente requieren un proceso de vulcanización, siendo este proceso irreversible, al contrario que los termoplásticos. Los más usados son el etileno-propileno (EPR), el butil (IIR) la silicona y el caucho natural. La intensidad máxima admisible, en Amperios, para cada conductor, fijada por el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión, es función de su sección y del tipo de conductor. Se pueden seguir estas recomendaciones generales: • Para instalaciones fotovoltaicas: los cables que vayan en el exterior deberán de ser de tipo intemperie y dispondrán de un aislamiento termoendurecible, capaz de soportar temperaturas de 90°C. Por esto, los cables del tipo manguera con funda de policloropreno son muy adecuados. • No se deberán usar cables de PVC en aquellos lugares de la instalación que estén a la intemperie. • Cuando hay que usar cables con secciones distintas (distintas intensidades), se debe utilizar el criterio de equipartición de pérdidas por unidad de longitud, (I2/S=cte) para los distintos cables. • En instalaciones grandes, es preferible llevar los conductores separados para cada rama o grupo hasta el lugar donde se asociarán en paralelo. Esta disposición facilita el control, detección de averías y su corrección. 19 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. 2.6 Cálculo de la sección de cableado. En el dimensionado de conductores para una instalación fotovoltaica, se debe procurar que las pérdidas óhmicas sean mínimas, o lo que es lo mismo, se debe optimizar la sección del conductor de manera que la caída de tensión que se produzca entre sus extremos sea mínima. Teniendo en cuenta la tensión del sistema, en el caso de conductores de cobre, la sección necesaria se calculará mediante la expresión: S= 2LI 56( V A - V B ) donde : – S : Sección del conductor en mm2 – L : Longitud del conductor en metros – I – VA - VB : Caída máxima de Tensión en Voltios, en la línea. : Intensidad máxima que circula por el conductor en Amperios La sección de los cables calculada debe ser tal que las caídas máximas de tensión entre ellos, comparadas con la tensión a la que estén trabajando, estén por debajo de los límites recomendados siguientes: – Línea campo de paneles - acumulador 3% – Línea acumulador - inversor 1% – Línea principal 3% – Línea principal - Iluminación 3% – Línea principal - equipos 5% – Campo paneles - carga DC 5% En cualquier caso se debe garantizar que en ninguna línea la caída de tensión es mayor de un 5 % de la tensión nominal. Esto significa que si al medir con un voltímetro en los dos extremos de una línea, en la que hay una tensión de 12 V, la diferencia entre las dos medidas es de 0.12 V, habrá una caída de tensión del 1%. En la tabla siguiente 20 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. se muestran los valores máximos de la caída de tensión en voltios, medida entre los extremos de la línea. 12 Voltios 24 Voltios 48 Voltios 1% 0.12 0.24 0.48 3% 0.36 0.72 1.42 5% 0.60 1.20 2.2 En el programa FVDIM se muestran unas tablas que permiten conocer la sección del cableado. Para realizar las tablas, se ha calculado las longitudes máximas de las líneas en metros, en función de las secciones de conductor en mm2, y de la intensidad máxima que circula por la línea en amperios. Están calculadas para unas caídas de tensión del 1 %, 3 % y 5 %, y para tensiones nominales en corriente continua de 12, 24 y 48 Voltios. De acuerdo con estas tablas para realizar un correcto dimensionado de las líneas de conductores en corriente continua hay que conocer: la intensidad máxima, en Amperios, que va a circular por la línea, su longitud y la tensión nominal de la misma. Fijados estos valores, debemos saber cual es la caída máxima de tensión permitida. Las tablas anteriores indican qué sección en mm2 es la recomendada. Por ejemplo, para una línea a 24 V de 20 m de longitud, por la que va a circular una intensidad máxima de 6 Amperios y para la que las caídas de tensión no deban superar el 3%, la tabla “Voltaje nominal: 24 V, caídas de tensión 3 %” nos indica que la sección debe ser, al menos, de 6 mm2. También de esta tabla se obtiene la longitud máxima de la línea: como el valor de la casilla correspondiente a 6mm2 - 6 Amperios es de 26,4 m, está será la longitud máxima para que no se sobrepase la caída de tensión fijada. Observar que las secciones de conductor consideradas en las tablas coinciden con las secciones de los conductores comerciales. Si el valor de la intensidad máxima que circula por la línea no aparece en las tablas, hay que considerar el valor superior. Queda por resolver el cálculo de la intensidad máxima que circula por cada línea. Para este fin hay que seguir las siguientes recomendaciones: 21 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. – Línea de paneles - regulador. Viene determinada por la configuración del campo de paneles. – Línea regulador-batería. Viene fijada por la intensidad máxima que soporte el regulador. Viene especificado por el fabricante. – Línea principal regulador - consumo en continua: Viene fijado por la intensidad máxima a la salida del regulador. Lo especifica el fabricante del regulador y debe coincidir con la máxima demanda, en amperios, de la carga. – Otras líneas secundarias: Debe calcularse en función de las cargas a las que suministre corriente la línea. Debe asegurarse que la suma de todas las intensidades es menor o igual a la intensidad total máxima de la línea principal. En algunas instalaciones se recomienda conectar directamente la entrada del inversor a la batería. Esto permite que la potencia de consumo no se vea limitada por la intensidad máxima de salida del regulador. En este caso, la sección del conductor debe ser tal que soporte la máxima intensidad de corriente que permita el inversor a su entrada. Normalmente, las especificaciones del fabricante incluyen la sección de cable recomendada en función de la potencia nominal del inversor. 2.7 Seguridad y protecciones generales. En todas las instalaciones eléctricas es muy importante garantizar la seguridad del personal y de los equipos. El sistema fotovoltaico debe ser diseñado para minimizar los riesgos para el personal de operación y mantenimiento, usuarios y equipos. Es poco conocido que pequeñas intensidades de corriente a través del cuerpo humano, pueden ser letales. No obstante el cuerpo humano presenta alta resistencia al paso de la corriente eléctrica, por lo que usualmente se necesitan voltajes entre 100 y 200 V para alcanzar niveles de corriente peligrosas. Sin embargo, en presencia de agua, la resistencia del cuerpo humano disminuye sustancialmente, por lo que podemos considerar como peligrosos, voltajes superiores a 50 V en continua. Además, la corriente continua es mucho más peligrosa que la alterna, ya que puede causar 22 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. electrólisis en la sangre, debido a la polarización de las moléculas dipolares del agua contenida. Vamos a considerar como normas generales de seguridad, la protección de la instalación eléctrica, la protección del voltaje del campo de paneles y la toma de tierra. Dentro de las protecciones del sistema eléctrico de una instalación fotovoltaica se consideran aquellos elementos que puede tener cualquier instalación de baja tensión, es decir, fusibles o cortacircuitos, magnetotérmicos e interruptor diferencial. La selección o no de algunos de estos elementos en una instalación dependerá del tamaño de la misma y de la aplicación. Los fusibles son dispositivos que interrumpen el circuito eléctrico al fundirse por calor. Este calor fusión es el disipado por efecto Joule al elevarse el valor de la corriente. El tiempo que tarda en fundirse depende de las características del fusible y de la corriente que lo atraviesa. Las dos características de intensidad de un fusible son: la Intensidad Nominal, que es la corriente que puede soportar permanentemente sin que sufra deterioro, y la Intensidad de cortocircuito o poder de corte del fusible, que es el valor que puede soportar un fusible sin que se destruya. Existen cuatro clases de fusibles normalizadas: – . gT = Fusión lenta: Protege contra sobrecargas y cortocircuitos. – . gF = Fusión rápida: Protege contra sobrecargas y cortocircuitos. – . gI = – Fusible de uso general. .aM = Fusible de acompañamiento: Se usa sólo contra cortocircuitos y asociado con aparatos térmicos o magnetotérmicos. A la hora de elegir un fusible se debe atender a las curvas características del fusible, que determina el tiempo en segundos de fusión, en función de la intensidad de corriente que pasa por el circuito. Para la instalación de los fusibles debe tenerse en cuenta que cada conductor activo debe protegerse y que los conductores neutros no deben de protegerse nunca; es decir, en una instalación eléctrica de corriente continua a dos hilos (dos conductores activos), se instalarán dos fusibles. 23 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. En una instalación eléctrica de corriente alterna trifásica sin neutro (tres conductores activos), se instalarán tres fusibles. En una instalación eléctrica de corriente alterna trifásica con neutro, se instalarán también tres fusibles, puesto que el neutro no debe protegerse. Los magnetotérmicos protegen contra sobrecargas y cortocircuitos con facilidad de reposición posterior a su desconexión. Las sobrecargas se protegen por medio de una lámina bimetálica y los cortocircuitos mediante una bobina. Pueden ser unipolares, bipolares, tripolares y tetrapolares. El corte del circuito tiene que ser omnipolar, es decir que corte fase y neutro. Existen tres tipos, que se definen por su desconexión tiempo-intensidad: – Tipo L: Dispara entre 8 - 10 veces la intensidad nominal y se emplea preferentemente en las líneas. – Tipo H : Dispara entre 2 - 3 veces la intensidad nominal y son más apropiados para circuitos de control. – Tipo G : Dispara entre 8 - 12 veces la intensidad nominal y son más apropiados para motores, pequeños transformadores, etc., ya que aguanta los picos de arranque. Para realizar una selección del tiempo de desconexión, hay que comparar las curvas de fusibles y magnetotérmicos y hallar el tiempo de desconexión, de tal forma que se seleccionen qué protección debe actuar antes. Se llama interruptor diferencial al aparato encargado de la desconexión del circuito, cuando existe una fuga de corriente a tierra. Se clasifican según los grados de sensibilidad. Deben ir acompañados de una red de puesta a tierra, de tal forma que todos los receptores estén puestos a tierra y así, si en alguno se produce una corriente de fuga, saltará el diferencial que le acompaña en la instalación, sin dar tiempo a que las personas se pongan en contacto con el defecto, protegiéndolas. Los sistemas diferenciales no actúan cuando la línea es en corriente continua. No existe, en este caso corriente de inducción que accione el interruptor diferencial. No debe usarse por tanto, como protección para la parte en continua de las instalaciones fotovoltaicas. 24 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. Otro punto a tener en cuenta en la seguridad de las instalaciones fotovoltaicas son los peligros potenciales derivados de la tensión en el generador fotovoltaico. En teoría el voltaje del campo de paneles puede ser cualquiera, sin embargo, en la práctica y por motivos de seguridad se recomienda que sea el menor posible, con el fin de minimizar los riesgos por electrocución en caso de accidente. Las caídas de tensión en los conductores, el tamaño creciente de las instalaciones y el echo de que los inversores de potencia funcionen en muchos casos con tensiones de entradas altas, hace que pueda haber en el campo de paneles tensiones muy peligrosas en caso de un accidente. Las recomendaciones generales para evitar los peligros asociados a la tensión en el generador fotovoltaico son las siguientes: – Durante la conexión, la superficie activa de los módulos debe permanecer tapada. Basta con el mismo embalaje de los módulos. – Las terminaciones con alto voltaje ( >50 Vcc) deben estar cubiertas y aisladas. – Las conexiones intermedias del campo de paneles se realizarán en cajas tipo intemperie. Todas las líneas tendrán sus protecciones en estas cajas. – Cada subsistema debe tener la posibilidad de desconectarse del resto de la instalación, para hacer más fácil su montaje y mantenimiento posterior. El mismo criterio debe seguirse para poder desconectar grupos de paneles del resto. La toma de tierra es otro elemento de protección de una instalación fotovoltaica. Se denomina puesta a tierra, a toda ligazón metálica directa, sin fusibles ni protección alguna, de sección suficiente, entre partes de una instalación y un electrodo o placa metálica enterrada en el suelo. Poner a potencial de tierra todas las masas metálicas que son accesibles a las personas, tiene por objeto limitar la tensión que con respecto a tierra puedan presentar, en un momento dado, dichas masas metálicas, disminuyendo el riesgo que supone una avería en el material utilizado. Supone además, que si una persona, se pone en contacto con dichas masas, se derive por ella muy poca corriente ya que le presenta mucha resistencia. Estas puestas a tierra se complementan con interruptores 25 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. diferenciales, que acusan las fugas de corriente, desconectándose en el caso de que esto ocurra, evitando con ello el riesgo de un contacto peligroso. En las instalaciones fotovoltaicas existe controversia sobre la conveniencia o no de conectar la estructura metálica de los paneles a tierra. Como norma general, se puede decir que la estructura metálica soporte de los paneles debe estar conectada a tierra. Es cierto, sin embargo, que en instalaciones pequeñas, no suele conectarse la estructura a tierra. Para el diseño de la toma de puesta a tierra de las instalaciones fotovoltaicas deberán seguirse las recomendaciones del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión, donde se especifica que la toma de tierra, tendrá una resistencia inferior a 10 Ohmios. Las tomas de puesta a tierra pueden ser de dos tipos: – Electrodos simples: picas, placas – Anillas o mallas: cables o pletinas enterradas horizontalmente Estos electrodos deben ser de material inalterable a la corrosión química y a la oxidación, así como a los efectos electrolíticos. Los materiales empleados suelen ser: acero galvanizado y cobre. La masa de toda la circuitería eléctrica estará aislada del chasis del regulador (éste se conectará a tierra a través de los cables y tomas de tierra adecuadas). Todas las tomas de tierra deberán ir conectadas a un único punto para evitar bucles de masa indeseados. Por último, todos los equipos exceptuando los módulos, se ubicarán en una caseta o armario que los proteja de las inclemencias climáticas, del polvo, rayos y descargas eléctricas, etc. 2.8 Protecciones frente a sobretensiones y rayos. Toda instalación fotovoltaica cuya potencia esté en el rango de los kW, debe ser protegida contra interferencias electromagnéticas y tensiones inducidas en líneas y cables. Las tensiones inducidas pueden ser debidas a rayos, perturbaciones atmosféricas, 26 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. interrupciones transitorias en las líneas de potencia o fluctuaciones de voltaje provenientes de la red. En general está aceptado que no existe una protección eficaz frente a rayos directos sobre el sistema. Sin embargo la caída de un rayo en las cercanías de la instalación puede inducir diferencias de potenciales peligrosas para las personas y equipos. Los métodos de protección utilizados son los siguientes: – Interceptación vía terminales aéreos. Consiste en la instalación de varios pararrayos en el campo de paneles conectados entre sí a tierra, En algunos casos se instalan cables aéreos por encima del campo de paneles conectados a tierra, con el fin de atraer las posibles descargas eléctricas. – Poner la estructura del campo de paneles a tierra. Los paneles se apoyan en la estructura, pero son flotantes, es decir, no están conectados a tierra. En este caso es necesario utilizar tortillería aislante. – Utilización de semiconductores, fusibles y reactancias. Esta protección consiste en intercalar en las líneas del campo de paneles y los equipos uno o varios de los siguientes elementos: • Fusibles • Varistores metal-óxido: (respuesta rápida, pero baja capacidad de corriente) • Dispositivos de descarga de gas: (respuesta lenta, pero muy alta capacidad de corriente) • Diodos Zener: son los más rápidos, pero pueden conducir sólo bajas potencias • Reactancias inductivas en serie. En instalaciones grandes, la práctica más común es poner la estructura a tierra y usar varistores metal-óxido, tal y como se muestra en la figura 5. Los varistores se instalan en las salidas del campo fotovoltaico entre: positivo y tierra, negativo y tierra y positivo y negativo. Estos varistores derivan a tierra los eventuales picos de tensión inducidos por los rayos. Los varistores suelen instalarse en las cajas de conexionado de 27 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. las líneas en el campo de paneles, junto con los diodos de bloqueo y los fusibles o magnetotérmicos de cada una de las líneas. Deben calcularse de manera que su voltaje de disparo sea mayor que el máximo voltaje que va a circular por cada una de las líneas que se va a proteger. Los diodos de bloqueo sirven para prevenir las corrientes inversas desde la batería hasta el campo de paneles, que pueden ocurrir por la noche, con la consiguiente pérdida de carga de la batería. Estos diodos impiden también los flujos de corriente que pueden ocurrir durante el día, entre varias ramas de módulos en paralelo, bien por su deterioro, bien por sombreamientos parciales. Para el dimensionado de estos diodos hay que tener en cuenta que deben soportar la máxima corriente posible de la agrupación de módulos que protegen. Por otro lado su tensión de disrupción debe ser al menos el doble de la tensión de circuito abierto de la agrupación de módulos que protege. + _ + _ + _ + _ LINEAS DE MODULOS AL REGULADOR Figura 5. Esquema de conexionado de los diodos de bloqueo y los varistores. 2.9 Seguridad con las baterías. En las instalaciones autónomas, la acumulación de energía eléctrica se realiza en baterías, normalmente de Plomo-Ácido. En las instalaciones de pequeña potencia, es la parte de la misma que presenta mayores peligros potenciales para el usuario. 28 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. Los peligros asociados a las baterías pueden ser: • Por efecto de la electricidad; como consecuencia de una intensidad de corriente elevada. • Explosión de uno a varios vasos, por cortocircuito. • Corrosión, por los vapores desprendidos en los procesos de carga. • Para prevenir accidentes, se recomiendan las siguientes medidas de seguridad: • No se instalarán baterías en zonas de descanso, dormitorios, etc. • Siempre que sea posible se instalarán en zonas de la vivienda no habitadas o de uso esporádico. • No se instalarán baterías cerca de focos calientes, chimeneas, hogares, etc. • Se instalarán en soportes adecuados para aislarlas del suelo. La madera es una buena solución. • Se protegerán los bornes para evitar contactos accidentales entre positivo y negativo. En las instalaciones donde el tamaño de las baterías sea grande, se deberá preparar una sala especial para ellas, distinta del lugar donde se ubiquen los equipos de regulación y control. Esta sala será de acceso restringido y sus principales características serán: • Buena ventilación. • Paredes recubiertas de materiales cerámicos o pintura espacial. • Suelo resistente al electrolito y con salida de agua para facilitar su limpieza. • Las baterías se colocaran sobre bancadas que serán resistentes al electrolito. • Se instalarán con una buena separación entre vasos (10 cm). • Todos los vasos serán fácilmente accesibles. • Se dispondrá de una instalación de agua, para lavados de urgencia. 29 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. • Existirá el material de seguridad adecuado para realizar las tareas de mantenimiento: guantes, gafas y delantal resistentes al ácido. • La sala dispondrá de un extintor de incendios tipo C. • Las puertas tendrán apertura hacia el exterior. • Las partes activas estarán protegidas. • La separación entre los terminales de mayor potencial será, al menos, de metro y medio. No se debe olvidar nunca que un sólo vaso de una batería (2V) puede ser capaz de descargar miles de amperios. El efecto, en caso de accidente, va desde la explosión de la batería en caso de cortocircuito, quemaduras por efecto del ácido, a riesgo serio de muerte por electrocución. Es muy importante que los operarios que van a manejar las baterías tengan la formación adecuada. En las salas de baterías deben existir carteles que recuerden y avisen de los peligros potenciales de las mismas; entre estos destacan: prohibido fumar, prohibido encender fuego, prohibido realizar trabajos que desprendan chispas eléctricas, utilizar sólo herramientas adecuadas, etc. 3. DIMENSIONADO DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS AUTÓNOMOS 3.1 Energía producida por un sistema fotovoltaico autónomo. Dentro del diseño de un sistema fotovoltaico tiene un interés fundamental el dimensionado del sistema. Se denomina dimensionado al conjunto de cálculos que hay que realizar para calcular conocido el consumo de la instalación, el tamaño óptimo de generador fotovoltaico y de sistema de acumulación capaz de garantizar dicho consumo. A modo de introducción vamos a estudiar cual es la máxima energía que podría generar un sistema fotovoltaico autónomo y que factores impiden alcanzar esta energía máxima. La energía máxima que puede producir un generador fotovoltaico es la que produciría un sistema capaz de funcionar siguiendo el punto de máxima potencia del 30 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. generador. En este caso la energía diaria generada se podría calcular mediante la expresión E gen = η gen ⋅ Gd , β ⋅ Area donde ηgen es el rendimiento del generador en condiciones estándar suministrado por el fabricante de módulos, Gd,β es la radiación global diaria incidente en el plano del generador y Área es el área en m2 del generador. Estamos suponiendo además, que la temperatura de los módulos es siempre la temperatura en condiciones estándar. Varias son las causas que impiden a un sistema fotovoltaico autónomo producir esta energía. En primer lugar, esta cantidad de energía viene fijada por el punto de trabajo del sistema. Determinar este punto de trabajo no es sencillo ya que depende de las curvas características del generador, de la batería y del consumo. El caso más sencillo que podemos estudiar es aquel que considera que el consumo es una carga resistiva pura de valor constante, tal y como puede verse en la figura 6. Batería 80% Carga Isc IT PT A la batería Intensidad IR Carga resistiva A a la carga Voltaje VB VT Voc Figura 6 Punto de trabajo de un sistema fotovoltaico autónomo en un proceso de carga. 31 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. El punto de trabajo (PT) viene fijado por el punto donde se cortan la curva característica I-V del generador y la curva característica de la batería. A la tensión de trabajo la carga está demandando una intensidad IR <IT, lo que significa que de toda la energía producida por el generador EG= IT VT t una parte ER=IR VR t será consumida por la resistencia y la diferencia será entregada a la batería. En estas expresiones t indica el intervalo temporal considerado. La curva característica de la batería tiene pendiente positiva por ser un proceso de carga. El valor de la pendiente de la recta depende del estado de carga de la batería, aumentando al aumentar este. El punto de trabajo del sistema variará en cuanto varié alguna de las tres curvas características, lo cual ocurre constantemente. Si suponemos que es la curva característica I-V la que varia al disminuir la radiación incidente, nos encontramos con que el sistema trabaja de acuerdo a la figura 7. La energía generada en este caso, es menor que la demandada por el consumo, lo que significa que parte de esta energía debe ser suministrada por la batería. Intensidad Batería 20% Descarga Carga resistiva IR Isc IT De la batería PT V T VB Voltaje De paneles Voc Figura 7. Punto de trabajo de un sistema fotovoltaico autónomo en un proceso de carga. En este caso, la curva de la batería tiene pendiente negativa ya que nos encontramos en un proceso de descarga de la batería. Podemos acotar una zona en voltios que se corresponde con el rango de trabajo de las baterías (11 – 15 V) para una batería nominal de 12 V. Esta zona nos da una idea de la zona de trabajo de un sistema fotovoltaico autónomo, figura 8. Podemos comprobar como esta zona está siempre a la 32 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. izquierda del punto de máxima potencia y supone que el sistema produce una energía menor a la que produciría en condiciones nominales. 12 V 2,8 A Intensidad 2,6 A Carga resistiva 11 15 17,7 21,6 Voltios Figura 8. Zona de trabajo de un sistema fotovoltaico autónomo Estas pérdidas son difíciles de evaluar porque dependen del perfil de consumo. Algunos autores las han evaluado entre el 10-20 % dependiendo de las condiciones de funcionamiento del sistema. Otros factores de pérdidas que tienen que ser considerados en el cálculo de la energía producida por un sistema fotovoltaico autónomo.son: Pérdidas debidas a la diferencia entre la potencia nominal de los módulos y su potencia real. Los procesos propios de fabricación de los módulos hace que su potencia nominal no sea la misma. Los fabricantes aseguran una potencia nominal ± 10%. Medidas realizadas en distintos proyectos por distintos autores, muestran que en la mayoría de los casos se puede considerar como validas pérdidas del 10 %. En nuestro caso, en medidas efectuadas en Málaga sobre una muestra de 42 módulos, hemos obtenido una potencia total un 9,4% menor que la potencia nominal facilitada por el fabricante. Pérdidas debidas a la dispersión de parámetros. Cuando conectamos módulos en serie o paralelo para configurar un generador fotovoltaico, los diferentes valores de sus 33 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. parámetros característicos hace que se produzcan pérdidas. Los valores típicos de estas pérdidas son entre el 2-5% de la potencia nominal total del generador. Pérdidas debidas a la temperatura de los módulos. Un generador fotovoltaico no funciona, como hemos supuesto a temperatura estándar de 25 ºC. La temperatura de los módulos es función de la radiación incidente, de la temperatura ambiente y de su coeficiente convectivo de transferencia de calor, que depende del encapsulado del modulo, de cómo este instalado y de la velocidad del viento. El voltaje de los módulos disminuye al aumentar su temperatura y por lo tanto hace disminuir su potencia. Estudios realizados en la Universidad de Málaga sobre módulos de silicio monocristalino situados en la terraza del edificio en buenas condiciones de disipación de calor, han mostrado unas pérdidas anuales medias de energía del 3% debidas a la temperatura de los módulos. En definitiva teniendo en cuenta todas estas pérdidas, podemos definir un coeficiente global de pérdidas PG producto de todas las pérdidas anteriores y que estaría comprendido entre 0,65 y 0,8. En este caso, la ecuación que nos da la energía diaria se puede escribir como E gen = η gen ⋅ Gd , β ⋅ Area ⋅ PG 3.2 Métodos de dimensionado En el dimensionado de los sistemas fotovoltaicos, hay dos parámetros que tienen una importancia fundamental: Conocer la radiación incidente sobre el sistema y determinar con precisión el consumo. Como quiera que estos dos datos es difícil conocerlos con exactitud, surgen distintos métodos aproximados que permiten determinar cuál es el tamaño necesario de paneles y de batería con los que satisfacer un consumo dado en una localidad concreta. Los métodos de dimensionado más utilizados son los siguientes: (I) Balance de energía, seleccionando un periodo de tiempo, normalmente un mes, en el que se dan las condiciones más desfavorables para el sistema. 34 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. Se denomina método del "mes peor". La idea es que si el sistema funciona en este mes, funcionará también los demás meses del año. Presenta el inconveniente de que al trabajar con un sólo mes, no optimiza energéticamente la instalación. (II) Método de la probabilidad de fallo en el consumo: realiza balances energéticos mensuales o diarios a lo largo de un número de años significativos, para calcular el tamaño de módulos y batería que garantice el consumo con una fiabilidad dada. Permite optimizar energéticamente la instalación, y lo que es más importante, permite introducir el concepto de fiabilidad energética. Como inconvenientes principales, caben destacar, que al ser balances diarios no se considera el comportamiento de la instalación a lo largo del día. Los parámetros característicos de la misma, como por ejemplo, rendimiento de paneles, rendimiento carga-descarga de la batería o eficiencia del inversor, se consideran constantes, lo cuál no es cierto. Desprecia, por tanto también, los efectos debidos al punto de trabajo de la instalación, que está condicionado por el acoplo de los distintos subsistemas en cada momento. Sin embargo, este inconveniente podría superarse empleando para el balance energético valores horarios o incluso periodos más pequeños, y calculando en cada intervalo el punto de trabajo de la instalación. (III) Análisis lineal multivariante: Este método propuesto recientemente, se basa en encontrar una correlación significativa de carácter universal entre los valores obtenidos con el método de la probabilidad de fallo y valores conocidos de radiación global para cualquier localidad. De esta manera se puede cuantificar la fiabilidad de la instalación en el dimensionado sin disponer de series de radiación global. 35 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. 3. 3 Descripción del método simplificado de dimensionado Este método utiliza valores medios mensuales diarios de radiación global y de la carga. En este caso se considerarán sólo los valores correspondientes al mes más desfavorable en la relación carga/radiación. Además hay que definir el número máximo de días de autonomía previstos para la instalación, en función de las características climatológicas de la zona y de la aplicación o uso final de la instalación. La energía diaria teórica requerida (carga diaria) se calcula sumando el producto entre la potencia de cada aparato o elemento de consumo por el tiempo medio diario de funcionamiento de cada uno. Normalmente es suficiente con determinar el valor medio mensual del consumo diario, lo que equivale a suponer un valor de la carga diaria en Wh para cada mes. Se suelen separar los consumos en corriente continua de los consumos en corriente alterna, pues están afectados de factores de pérdidas distintos. La energía real necesaria, L, se calcula teniendo en cuenta las eficiencias de los distintos subsistemas y las pérdidas. Así: L= Lcc ηg + Lca η gη inv donde: • Lcc : carga diaria en corriente continua • Lca : carga diaria en corriente alterna • ηg : eficiencia carga descarga de la batería • ηinv: eficiencia media diaria del inversor del inversor Con esta energía se calcula el tamaño del sistema de acumulación, de acuerdo con la expresión: CB * = donde: 36 LN Pd η c Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. • CB*: es la capacidad de la batería, en Wh • L : es la energía real necesaria • N : número de días de autonomía • Pd : máxima profundidad de descarga de la batería • ηc : pérdidas en los cables El tamaño del sistema de acumulación, en Ah, se obtiene a partir de CB*, dividiendo este valor por el voltaje nominal de la batería: CB * CB( Ah) = V El tamaño del campo de paneles, o potencia pico de la instalación, se calcula teniendo en cuenta el concepto de Horas de Sol Pico (HSP): es el número de horas de sol en media diaria a una intensidad de 1000 W/m2. Es equivalente a la energía total diaria incidente sobre una superficie horizontal en kWh/m2: HSP = G d ( kWhm −2 ) Se utiliza el valor de HSP para el mes más desfavorable. Con este valor, y teniendo en cuenta los vatios pico de un panel se calcula el número de paneles necesario, de acuerdo con la expresión. N º paneles = L W p ⋅ ( HSP ) β ⋅ PG donde L es la energía diaria real necesaria, Wp los vatios pico por panel, (HSP)ß son las horas de sol pico incidentes sobre el plano de los paneles (ß indica la inclinación sobre la horizontal) y PG es el factor global de pérdidas definido anteriormente. 37 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. 3. 4 Descripción del método de la probabilidad de fallo. Está basado en las ideas propuestas por J.Gordon, Klein y Beckman. El modelo se basa en el análisis de la probabilidad de fallo en la carga ("loss of load probability"). La simulación de la instalación se realiza utilizando valores diarios de radiación global sobre superficie inclinada, que es la recibida por el campo de paneles. Para determinar el tamaño del sistema, se hacen balances diarios de energía y se determina el estado de carga de la batería en función de esta radiación recibida y del consumo medio diario Para cada día se calcula: Energía útil producida por el campo de paneles, normalizada a la carga efectiva (real) media mensual: Gd , β ⋅ SLR = Wp GSTC , L donde, SLR es la razón entre el aporte solar y la carga., y es adimensional; Gd,ß es el valor medio diario de la radiación global recibida sobre el plano de los paneles en Wh/m2; L es carga efectiva diaria media mensual en Wh; Wp es potencia pico inicial del generador fotovoltaico y GSTC es la irradiancia solar en condiciones estándar, es decir 1000W/m2. Balance de energía en la batería: los estados de carga de la batería varían entre [0,1] y están normalizados también a la carga efectiva media diaria. Si la máxima descarga permitida en la batería es, por ejemplo, del 70% es suficiente con dividir la capacidad de la batería resultante por 0.7. Balance = Bd −1 + SLR − 1 donde, – Balance indica el balance de energía del sistema para el día d; – Bd-1 indica el estado de carga de la batería para el día anterior, d-1; – SLR es la razón entre el aporte solar y la carga; 1 representa la carga normalizada (varía entre 0 y 1). 38 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. El estado de carga de la batería el día d, debe estar comprendido entre [0,1], por lo que: 0 B d = { Balance 1 si Balance < 0 si 0 < Balance < 1 si Balance > 1 En el caso de que Balance < 0 habrá un déficit de energía, el sistema fotovoltaico no podrá aportar toda le energía necesaria ese día. Si AUX se define como el déficit de energía adimensional (normalizado a la carga) de la instalación, se tendrá que: Balance < 0 → AUX t = AUX d -1 - Balance Si estos cálculos se repiten para cada día sobre un periodo suficientemente largo de tiempo que permita caracterizar la naturaleza estadística de la radiación, AUX, en valor medio diario, es lo que se conoce como probabilidad de fallo en la carga (LOLP). Si se asigna un valor a LOLP este será la fracción media de la carga, para grandes periodos de tiempo, que no es suministrada por el sistema fotovoltaico. Los pasos descritos se repiten para toda la serie de años de datos de radiación global diaria disponibles. Si al final de este periodo el valor obtenido de LOLP no es el que se quiere se aumenta (disminuye) el valor de Wp de partida, al ser LOLP mayor (menor) que el valor deseado. Los valores típicos de LOLP que se utilizan en el dimensionado de sistemas fotovoltaicos varían entre 0.1 y 0.001, en función de la fiabilidad del sistema que se necesite. Un valor de 0.01, por ejemplo, quiere decir que, en valor medio, un uno por ciento de la carga no puede ser suministrada por el sistema fotovoltaico. En la práctica no se producirán déficit de energía todos los días, ya que este es un valor medio calculado para grandes periodos de tiempo. En general para aplicaciones de electrificación rural se emplea para el dimensionado un valor de LOLP entre 0.05 y 0.01. Las aplicaciones profesionales requieren más fiabilidad, por lo que se suelen dimensionar con valores de LOLP entre 0.01 y 0.001. 39 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. 3.5 Estudio del tamaño óptimo de un sistema. Desde consideraciones puramente energéticas un sistema fotovoltaico puede tener múltiples configuraciones. Entre todas las configuraciones posibles de un sistema fotovoltaico autónomo, distintos tamaños de generador y batería, podemos considerar como óptimo aquel cumpliendo con los objetivos propuestos en el diseño tenga el menor coste posible. Dicho esto, la pregunta es ¿cuál es ese tamaño óptimo?. El programa de la probabilidad de fallo nos puede ayudar a encontrar la mejor opción. En la figura 9 hemos representado las curvas de probabilidad de fallo 0.01 para varias localidades españolas. En el eje x se representa la capacidad de la batería CB en días de Tamaño del generador CA autonomía y en el eje y el tamaño del generador normalizado a la carga CA ( Wp/Wh). LOLP= 0.01 Santander Oviedo Madrid Mallorca Melilla Capacidad batería CB Figura 9. Curvas de probabilidad de fallo 0.01 para algunas localidades españolas. Los puntos de cada curva representan el lugar geométrico de todas las configuraciones posibles con idéntica probabilidad de fallo. Vemos que podemos dimensionar con pocos días de autonomía, lo que implica aumentar el tamaño del generador, o en cambio, aumentar el tamaño de la batería disminuyendo la potencia pico 40 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. instalada. Todo ello con la misma probabilidad de fallo. Para cada localidad, obtenemos una curva distinta por las distintas características de la radiación solar. Una instalación fotovoltaica bien dimensionada es aquella que guarda un equilibrio entre el generador y la batería. Así, una instalación con pocos días de autonomía implica un tamaño mayor del generador, lo que supone que la batería se va a cargar más rápido. Esto no tiene que ser necesariamente bueno, primero porque encarece la instalación sin aumentar su fiabilidad, segundo porque en las épocas de mayor insolación es probable que el regulador corte por alta tensión en la batería y no podamos utilizar la radiación disponible. Por el contrario, un tamaño grande de batería hará que la misma tenga problemas para cargarse, permaneciendo durante largos periodos en niveles de baja carga, con ciclos de carga muy largos que van a incidir negativamente en la vida de las mismas. Podemos considerar que en el rango entre 3-6 días de autonomía la instalación está equilibrada. En esta zona es además, donde el coste total de la instalación es óptimo. Sí cambiamos la probabilidad de fallo las curvas cambian. En la figura 10 se representan las curvas de probabilidad de fallo 0.05 para las mismas localidades. Como era de esperar el tamaño del generador disminuye y ahora la influencia de la radiación solar en el dimensionado es menor. Cabe destacar que en climas muy buenos, como por ejemplo Melilla, el tamaño del generador es prácticamente independiente de los días de autonomía. A modo de comparación, en la figura 11 se presentan las curvas de probabilidad de fallo de 0.01 y 0.05 para la localidad de Oviedo, obtenidas con inclinación de los módulos de 30 y 60º respecto de la horizontal. Se puede observar, que en este caso es más crítico para el tamaño de la instalación el valor de la probabilidad de fallo que la inclinación de los módulos, sobre todo cuando disminuyen los días de autonomía días de autonomía. 41 Tamaño del generador CA Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. LOLP= 0.05 Santander Oviedo Madrid Mallorca Melilla Capacidad batería CB Tamaño del generador CA Figura 10. Curvas de probabilidad de fallo 0.05 para algunas localidades españolas. Oviedo LOLP= 0.01 30º - 60º LOLP= 0.05 30º - 60º Capacidad batería CB Figura 11. Distintas curvas de probabilidad de fallo para Oviedo. 42 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. Como resumen podemos concluir, que una vez decidida la fiabilidad de la instalación, el tamaño óptimo es el correspondiente a la curva de probabilidad de fallo entre 4 y 6 días de autonomía. 3.6 Descripción del modelo lineal multivariante. La principal limitación del método de la probabilidad de fallo es que es necesario disponer de series diarias de radiación global. Por otro lado, se dispone para muchas localidades de valores medios diarios mensuales de radiación global sobre superficie horizontal. En estos casos, sólo es posible utilizar el método simplificado de dimensionado. Usando análisis lineal multivariante, hemos propuesto una expresión que permite calcular la capacidad del generador CA en (Wp/Wh) en función de los valores de radiación conocidos. Con el fin de que el método tenga carácter universal los parámetros del ajuste se han obtenido utilizando los datos de la base de datos SAMSON del departamento de energía de Estados Unidos. En esta base de datos están recogidas series de radiación global diaria de 239 estaciones con 30 años de datos distribuidas en toda la geografía de América del Norte. Usando los valores obtenidos por el método de la probabilidad de fallo hemos determinado aquellas variables que pueden estimar el valor de CA con el menor error. Como variables independientes hemos usado la capacidad de la batería: entre 3 y 6 días de autonomía, y las variables relativas a la disponibilidad de radiación: la radiación global media diaria anual sobre el plano del generador Gd,y,β (MJm-2); el valor mínimo de los 12 valores de radiación global media diaria mensual sobre la superficie del generador Gd,min,β (MJm-2) y la variabilidad del valor de la radiación global media diaria mensual sobre el plano del generador VGd,y,β (MJm-2). Estos parámetros están calculados de acuerdo con las siguientes expresiones: 12 Gd , y , β = ∑G m =1 d ,m, β 12 Gd ,min,β = min{Gd ,m, β m = 1,.....,12} 43 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. VGd , y , β = Gd , y , β − Gd ,min,β Gd , y , β donde Gd,m,β es el valor medio mensual de la radiación global diaria incidente sobre la superficie del generador. Estos valores están calculados de los valores medios sobre superficie horizontal. Las componentes directa y difusa están obtenidas usando el método de Page. La irradiancia total sobre el plano del generador se calcula usando un modelo isotrópico para la radiación difusa reflejada del suelo y el modelo anisotrópico de Hay para la difusa procedente de la bóveda celeste. Los valores de tamaño de generador obtenidos por el método de la probabilidad de fallo presentan dependencias no lineales con las variables consideradas. Por esta razón se han introducido en la expresión variables ficticias “dummy” que permiten agrupar las distintas observaciones por diferentes niveles de variabilidad de la irradiancia y diferentes días de autonomía. Estas variables se definen como, Fij = ( 1 si VGd,y,β ∈ Ii y CB = j, 1 i 2, 3 j 6; 0 en caso contrario ) La variable Ii representa el grupo al cual pertenece la observación. Estos grupos se definen como I 1 = [0,0.35) I 2 = [0.35,1]. Las variables ficticias tienen en cuenta la manera en que las no linealidades en el valor VGd,y,β afecta a la variable dependiente CA para distintos días de autonomía. El modelo de regresión lineal multivariante propuesto es la siguiente: 2 6 C A = γ 1 ⋅ G d , y , β + γ 2 ⋅ G d ,min, β + γ 3 ⋅ VG d , y , β + ∑∑ α ij ⋅ Fij i =1 j = 3 donde γk (1 k 3) y αij (1 i 2, 3 j 6) son parámetros obtenidos del ajuste de los datos experimentales por mínimos cuadrados. Con esta expresión es posible determinar el valor de la variable dependiente con un coeficiente de correlación de 0.96. Los valores de los coeficientes obtenidos son los siguientes: 44 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. LOLP γ1 γ2 γ3 VGd,y,β 3 4 5 6 0.01 0.01 0.05 0.05 0.1 0.1 -0.105 -0.105 -0.076 -0.076 -0.057 -0.057 0.118 0.118 0.083 0.083 0.060 0.060 2.86 2.86 1.86 1.86 1.25 1.25 [0-0.35) [0.35-1] [0-0.35) [0.35-1] [0-0.35) [0.35-1] -0.094 -0.059 0.006 0.033 0.094 0.109 -0.110 -0.091 0.002 0.021 0.092 0.104 -0.119 -0.113 -0.0002 0.013 0.091 0.100 -0.125 -0.130 -0.002 0.006 0.091 0.097 Una vez calculado el valor de CA, los vatios picos se calculan por la expresión: WP = CA ⋅ L Pérdidas donde L es la carga diaria en Wh y en las pérdidas hay que considerar todas las que influyen en el tamaño del generador. Las limitaciones del método son que se ha considerado una carga constante y que sólo se han obtenido los coeficientes del ajuste para tres valores concretos de LOLP y de 3 a 6 días de autonomía. 3.7 Comparación de los modelos: Ejemplo de dimensionado Vamos a calcular el dimensionado de una instalación fotovoltaica autónoma por los tres métodos y compararemos los resultados: Datos generales: Localidad: Málaga Inclinación: 60º Albedo: 0.2 Consumo: 1000 Wh día (constante). Toda en corriente continua. Voltaje: 12 V Radiación: Gd,m (kWh/m2) Gd,m,β (kWh/m2) Gd,m,β (MJm-2) Ene Feb 2.4 3.3 4.1 4.7 14.76 16.92 Mar 4.7 5.4 19.44 Abr 5.3 4.6 16.56 May 6.7 4.9 17.64 45 Jun 7.2 4.8 17.28 Jul 7.2 5.0 18.0 Ago Sep Oct Nov Dic 6.3 5.1 3.7 2.8 2.1 5.1 5.2 4.9 4.7 3.8 18.36 18.72 17.64 16.92 13.68 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. Factores de pérdidas: Rendimiento carga descarga de la batería: 0.9 Factor global de pérdidas en el generador: 0.75 Pérdidas de cableado: 0.98 Máxima utilización de la batería: 70 % Resultados del método simplificado: CA= 366 WP CB= 135 N Ah N=nº de días de autonomía Resultados del método de la probabilidad de fallo: Programa FVDIM En este caso consideramos tres valores de LOLP: 0.01, 0.05 y 0.1 Los valores obtenidos de CA en Wp se muestran en la siguiente tabla: LOLP / CB 0.01 0.05 0.1 3 450 315 288 4 422 311 288 5 407 306 284 6 398 306 284 Resultados usando el análisis lineal multivariante: En este caso consideramos tres valores de LOLP: 0.01, 0.05 y 0.1 Gd,y,β = 17.14 MJm-2 Gd,min,β = 13.68 MJm-2 VGd,y,β = 0.2019 Factor de pérdidas = 0.9 x 0.75 = 0.675 Los valores obtenidos de CA en Wp se muestran en la siguiente tabla: LOLP / CB 0.01 0.05 0.1 3 441 318 282 4 418 312 279 5 404 308 277 6 395 306 277 A la vista de los resultados cabe destacar: • El método simplificado nos proporciona un valor de CA sin saber la fiabilidad de la instalación. 46 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. • Para esta localidad los tres métodos dan resultados similares para LOLP de 0.01 y CB=6. • El análisis lineal multivariante proporciona resultados similares a los del programa de simulación utilizando como datos de entrada solamente, los 12 valores medios mensuales de la radiación global diaria. Hay que destacar que los parámetros del ajuste están obtenidos con series de datos que no incluyen datos de España, por lo que puede considerarse un buen método para el dimensionado de sistemas fotovoltaicos en localidades de las que no se disponen de series de datos. • El tamaño de la batería es el mismo para los tres métodos y depende sólo del consumo de la instalación y de los días de autonomía. 4. EL PROGRAMA DE DIMENSIONADO FVDIM 4.1 Introducción Para el dimensionado de instalaciones solares, se han utilizado hasta la fecha, de forma sistemática y casi exclusiva, métodos simplificados, algunos de ellos muy rudimentarios, que en muchos casos daban unos resultados bastante alejados del punto óptimo de diseño. Además, la carencia de métodos rigurosos de cálculo por parte de la mayoría de los instaladores de energía solar supone, a nuestro entender, un serio freno para el desarrollo de esta tecnología. La utilización de medios informáticos para el dimensionado de instalaciones solares, hace que se puedan desarrollar métodos más complejos y a la vez más fiables. El desarrollo de estos métodos de simulación constituye una herramienta imprescindible para mejorar el diseño de instalaciones de energía solar. Entre otras podemos destacar las siguientes ventajas. Permiten dimensionar instalaciones con diseño o condiciones de funcionamiento no convencionales. 47 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. Permiten realizar análisis de sensibilidad de los parámetros de diseño, optimizándolos por criterios diversos: técnico, económico, etc. Permiten obtener y acotar los errores de los sistemas simplificados, fijando su rango de validez. Permiten la generalización de los resultados de las instalaciones experimentales a otras condiciones climáticas o de utilización del sistema. Es evidente que lograr este objetivo, pasa por disponer de una buena base de datos climáticos, fundamentalmente de radiación solar, ya que es el Sol la fuente energética que utilizan estos sistemas. Para la realización de este programa se ha utilizado la base de datos de series de radiación global diaria del departamento de energías renovables del CIEMAT. 4.2 Análisis de la metodología utilizada. En este apartado se describirán los algoritmos matemáticos utilizados y la filosofía general de las distintas opciones del programa, así como de las distintas salidas del mismo. • Cálculo de radiación sobre superficies inclinadas: • Componentes de la radiación solar. La radiación solar que llega a la superficie de la tierra está condicionada por dos factores de distinta naturaleza. Por una parte, los factores astronómicos, que son aquellos que dependen de la geometría tierra - sol. Son función de la posición relativa entre ambos y de las coordenadas geográficas del lugar considerado, latitud y longitud. Condicionan básicamente el recorrido de la radiación a través de la atmósfera y el ángulo de incidencia de los rayos solares. Son función, pues, de la altura solar en cada instante y podemos considerarlos por su naturaleza y efecto como deterministas, es decir, se puede definir para cada altura solar, una radiación máxima esperable. Por otra parte, no toda la radiación máxima esperable para cada altura solar y cada localidad será siempre observable en la superficie de la tierra. Los factores 48 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. llamados climáticos atenuarán la misma. Las nubes, así como la cantidad de vapor de agua, ozono, aerosoles, etc., contenidos en la atmósfera son los responsables de esta atenuación, que ocurre fundamentalmente por absorción, reflexión y difusión de la radiación, en su paso a través de la atmósfera. El resultado de estos fenómenos es que la radiación solar incidente sobre una superficie tiene tres componentes distintas. La radiación directa, que llega a la tierra directamente en línea con el disco solar. La radiación difusa, procedente del resto de la bóveda celeste, y que es debida a los fenómenos de dispersión que se producen en la atmósfera. Y la radiación reflejada o radiación incidente sobre la superficie considerada, que procede de la reflejada por el suelo. Al cociente entre la radiación reflejada y la incidente se le llama albedo. La radiación total que llega a una superficie se puede expresar como la suma de estas tres componentes y se llama Radiación Global. - Correlaciones utilizadas: Determinar las componentes directa y difusa de la radiación global incidente sobre una superficie horizontal es un paso previo necesario, para calcular la radiación incidente sobre una superficie inclinada. La radiación difusa diaria incidente en una superficie, está relacionada con la radiación global que incide en la misma. El índice de transparencia atmosférico diario, -cociente entre radiación global y radiación extraterrestre diarias -, es un indicador del índice de nubosidad o claridad del día, y por lo tanto un indicador de la cantidad de radiación difusa. Es posible predecir, con cierta aproximación, el valor de la radiación difusa diaria a partir del valor de radiación global diaria. Lui y Jordan, fueron los primeros en establecer una relación entre el índice transparencia atmosférico y la fracción difusa de la radiación global o cociente entre la radiación difusa y la radiación global, obteniendo el valor de la componente difusa a partir del valor de radiación global. El valor de la radiación directa ( Id ) es, obviamente, la diferencia entre las dos anteriores. 49 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. La expresión que se utiliza en el programa FVDIM para correlacionar los valores individuales de la radiación global diaria (Gd ), y su componente difusa ( Dd ), es la propuesta por Collares - Pereira y Rabl. 2 3 4 Dd / Gd = {1.188 - 2.272 K d + 9.437( K d ) - 21.856( K d ) + 14.648( K d ) 0.17 ≤ K d < 0.8 D d / G d = 0.99 K d < 0.17 donde Kd es el índice de transparencia atmosférico diario, definido como: K d = G d / I od siendo, Iod la radiación extraterrestre diaria. Esta expresión es la utilizada con mayor frecuencia en la bibliografía y tiene, en principio, una validez general, de forma que puede ser aplicada en cualquier localidad. Debe considerarse el método más apropiado si no se dispone de ninguna correlación obtenida del análisis de datos de alguna estación relativamente próxima, como es nuestro caso. La expresión que utilizaremos para correlacionar los valores medios mensuales de radiación global diaria ( Gdm ), y su componente difusa ( Ddm ) sobre superficie horizontal, es la propuesta por Page. Esta expresión ha sido repetidamente identificada como la que, en general, proporciona los mejores resultados, y viene dada por la expresión: D dm / G dm = 1 - 1.13 K dm donde Kdm es el índice medio mensual de la transparencia atmosférica diaria, definido como K dm = G dm / I odm siendo Iodm , la media mensual de la radiación extraterrestre diaria. La radiación global diaria incidente sobre una superficie inclinada se puede calcular, como suma de las distintas componentes de la radiación, directa, difusa y reflejada (albedo), que inciden sobre esa superficie: 50 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. G d, β = I d, β + D d, β + R d, β Esta misma expresión se puede utilizar para calcular el valor medio mensual de la misma a partir de los valores medios mensuales de radiación directa, difusa y reflejada sobre superficie inclinada. Las expresiones para calcular cada una de estas componentes en valores medios mensuales, son las mismas que las que utilizamos para valores diarios. La radiación directa diaria que incide sobre una superficie inclinada orientada al sur, viene dada por la expresión: I d, β = I d R b donde Rb es un factor de conversión geométrico. Para superficies orientadas al Ecuador, inclinadas un ángulo β respecto de la horizontal, viene dado por la expresión: Rb = ω s senδsen( φ - β ) + cos δ cos( φ - β )sen ω s ω s senδsenφ + cos δ cos φsen ω s donde, ws es el ángulo de salida del sol, (δ) es la declinación solar y (φ) es la latitud. Para calcular la radiación difusa procedente del cielo, se ha venido utilizando por muchos autores, un modelo que consiste en suponer que la radiancia del cielo es isotrópica, es decir, que cada punto de la bóveda celeste emite con idéntica radiancia. Estudios experimentales han puesto de manifiesto que este modelo, conocido como modelo isotrópico, subestima de forma sistemática la radiación difusa que incide sobre superficies inclinadas. Diversos autores han propuesto modelos anisotrópicos más o menos sofisticados para el tratamiento de la radiación difusa. La validez de estos modelos ha sido analizada por diversos autores, comparando valores calculados con los medidos experimentalmente. Todos concluyen que estos modelos son significativamente más precisos que el modelo isotrópico. En este trabajo, vamos a utilizar el modelo anisotrópico propuesto por Hay. Este modelo ha sido el adoptado para la preparación de un Atlas Europeo de radiación sobre 51 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. superficies inclinadas, ya que representa un excelente compromiso entre sencillez, precisión y generalidad. Según Hay, la radiación difusa que incide en una superficie tiene una componente circumsolar, la que llega directamente en la dirección del sol, y una componente difusa de carácter isotrópico procedente del resto del cielo. Estas dos componentes dependen de la relación entre la radiación directa incidente en una superficie y la radiación extraterrestre. La expresión que propone Hay es la siguiente: D d,β = D d {( G d - D d ) Rb / I o,d + 1/2(1 + cos β )[1 - ( G d - D d )/ I o,d } c. circumsolar c. isotrópica La radiación reflejada que incide sobre una superficie se puede calcular suponiendo una reflexión isotrópica o anisotrópica. La baja reflectividad de la mayoría de los suelos naturales, excepto la nieve, hace que la contribución de este parámetro a la radiación global sea generalmente muy pequeña. En estos casos, es más sencillo suponer un comportamiento isotrópico, lo que nos permite calcular este término mediante la expresión: R d,β = 1/2 G d ρ (1 - cos β ) donde ρ es el albedo de la superficie reflectora. Cuando no se conoce el valor de ρ es usual suponer ρ=0.2. En la tabla siguiente se presentan los valores de albedo para algunas superficies. SUPERFICIE Tierras sin vegetación Arena Tierras cultivadas Nieve fresca Nieve vieja Agua, sol en el cenit Agua, sol bajo Nubes Planeta Tierra (medio) INTERVALO VALOR MEDIO TÍPICO 0.04 - 0.25 0.12 0.20 - 0.40 0.30 0.10 - 0.30 0.20 0.70 - 0.90 0.80 0.30 - 0.70 0.15 0.03 - 0.07 0.05 0.015 - 0.65 0.20 0.30 - 0.85 0.60 0.32 52 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. Por lo tanto, la suma de estas tres componentes, directa, difusa y reflejada, calculadas según las correlaciones descritas, es la radiación global diaria incidente en la superficie inclinada. Dimensionado: El dimensionado de la instalación fotovoltaica autónoma se realiza utilizando los dos métodos que hemos visto anteriormente, el método simplificado y el método de simulación. La elección de uno u otro sólo estará condicionada por la disponibilidad de datos de radiación. Para las localidades con series diarias de datos de radiación global diaria se utilizará el método de simulación, mientras que para aquellas en las que sólo haya registrados datos de radiación global diaria en valor medio mensual se utilizará el método simplificado. La utilización del modelo de simulación permite obtener mejores resultados en el dimensionado de instalaciones fotovoltaicas. Para instalaciones con cargas constantes a lo largo del año y que no exijan una elevada fiabilidad al sistema fotovoltaico, la diferencia entre ambos métodos permanece en unos rangos aceptables. Los mayores errores se cometen cuando se utiliza el método simplificado para instalaciones con cargas variables a lo largo del año o que exijan una alta fiabilidad. 4.3 Datos de entrada. Datos de radiación solar: Este programa utiliza como datos de entrada los datos correspondientes a las estaciones de la comunidad andaluza de la base de datos del DER - CIEMAT. Estos archivos presentan series de datos de radiación global diaria sobre superficie horizontal de los años comprendidos entre 1975 y 1984. 53 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. Para las localidades que no se incluyen en esta base de datos se han utilizado los valores medios mensuales que proporciona el "Atlas de Radiación" del Instituto Nacional de Meteorología. Si se quieren introducir datos de otras localidades, u otros datos diferentes a los definidos en el programa, se puede hacer a partir de la opción "Otra localidad" del menú de entrada de datos de radiación solar. Los valores a introducir deben ser datos de radiación global diaria sobre superficie horizontal, en valor medio mensual. Al utilizar valores medios mensuales el método con el que se realizarán los cálculos es el simplificado. Con los datos de radiación global sobre superficie horizontal y utilizando las expresiones propuestas anteriormente se calculan los valores de radiación global sobre superficie inclinada. Datos de entrada generales de la instalación: Los primeros datos que se pueden introducir en el programa son aquellos que sirven para identificar al cliente y definir la instalación, como son: nombre del cliente, dirección, lugar de la instalación, tipo de instalación y configuración de la instalación, fecha del proyecto y localidad. En función de la aplicación, las instalaciones fotovoltaicas que permite dimensionar este programa se clasifican en: Electrificación de viviendas Instalación para telecomunicación Instalación de iluminación de exteriores Instalaciones agrícolas y ganaderas Instalaciones para señalización Si se atiende a su configuración básica y siguiendo la nomenclatura de las Especificaciones de la Junta de Andalucía, las configuraciones posibles son las siguientes: – Configuración 4: Instalaciones compuestas por paneles, sistema de regulación y acumulador, conectados a una carga en corriente continua. 54 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. – Configuración 5: Instalaciones compuestas por paneles, sistema de regulación, acumulador y convertidor CC/CA , conectados a la carga. Esta carga tiene una parte en corriente continua y otra en corriente alterna. – Configuración 6: Instalaciones compuestas por paneles, sistema de regulación, acumulador, convertidor de CC/CC , convertidor CC/CA (inversor) , conectados a cargas en corriente continua y en corriente alterna. – Configuración 7: Instalaciones compuestas por paneles, sistema de regulación, acumulador, convertidor CC/CC conectados a cargas en corriente continua. – Configuración 8: Instalaciones compuestas por paneles, sistema de regulación, acumulador, convertidor CC/CA conectados a cargas en corriente alterna. Los esquemas de cada una de las configuraciones, pueden verse en el propio programa. Las configuraciones 1, 2 y 3 de las especificaciones de la Junta de Andalucía, son para aplicaciones de bombeo de agua. Estas instalaciones por su naturaleza quedan fuera del ámbito de este programa. Datos de entrada para el Dimensionado de instalaciones: Una vez definidos los datos generales de la instalación, pasamos a definir los parámetros necesarios para poder realizar el dimensionado. Esto se hace en un menú que consta de las siguientes entradas: Emplazamiento, Consumos y Definir sistema. En emplazamiento se definen los siguientes parámetros: – Localidad: Al seleccionar una localidad se seleccionan los datos de radiación que se van a usar en el dimensionado. – Inclinación: Valor, en grados, de la inclinación respecto de la horizontal, a la que se van a colocar los paneles fotovoltaicos, para favorecer la captación de energía. 55 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. – Albedo: Valor de la reflectividad del suelo, donde va a estar el generador fotovoltaico. En Consumos se definen los siguientes parámetros: – Carga en continua: Valor medio diario mensual de la carga en corriente continua que se va a conectar a la instalación en kWh. – Carga en alterna: Valor medio diario mensual de la carga en corriente alterna, que se va a conectar a la instalación en kWh. En Definir sistema se definen los siguientes parámetros: – Potencia pico módulos: Vatios pico de los módulos que se van a utilizar en la instalación. Este parámetro es necesario para calcular el número de paneles necesarios y su interconexión. – Tensión nominal: Es la tensión en corriente continua del módulo fotovoltaico 12 V/ 24V. Poner 12 V si los módulos utilizados tienen una tensión de prueba de 17 V y 24 V si los módulos utilizados tienen una tensión de prueba de 34 V. – Voltaje de la batería: Es el Voltaje nominal de la batería. – Voltaje en corriente continua: Es la tensión en continua que suministrará la instalación. Puede ser distinto del voltaje de la batería, si hay un convertidor CC/CC instalado. – Voltaje en corriente alterna: Es la tensión de trabajo de la instalación en corriente alterna. Normalmente, 220V. – Días de autonomía: Es el número de días consecutivos que, en ausencia de sol, el sistema de acumulación es capaz de atender el consumo, sin sobrepasar la profundidad máxima de descarga de la batería. Puede tomar valores entre 1 y 15. 56 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. – Ocupación semanal: Nº de días seguidos en una semana, que se va a utilizar la instalación. Puede variar entre 1 y 7. Indica si una vivienda es o no permanente. – Fiabilidad de la instalación: Permite cuantificar la probabilidad de fallo en el método de simulación, en %: Puede tomar valores entre 1 y 99.9%. – Factor de perdidas en los cables: Factor que representa las pérdidas que se producen en la instalación debido a las caídas de tensión en los conductores. Por defecto se toma el valor de 2%. – Eficiencia de la batería: Parámetro que nos indica el rendimiento carga-descarga de la batería. En baterías estacionarias tiene un valor de 95%. – Máxima profundidad de descarga: Es el nivel máximo de descarga que se le permite a la batería antes de la desconexión del regulador, para proteger la duración de la misma. En baterías estacionarias de Pb-ácido un valor adecuado de este parámetro es 70%. – Rendimiento del convertidor CC/CC: Es el rendimiento de conversión del convertidor de corriente continua en continua. Se considera un valor medio constante del mismo a lo largo del día. – Rendimiento del inversor: Es el rendimiento de conversión del convertidor de corriente continua en corriente alterna, considerado como un valor medio constante del mismo a lo largo del día. – Pérdidas en el generador: Engloba en un factor, las pérdidas que se producen en un generador. Lo hemos definido como factor global de pérdidas PG. 4.4 Salidas del programa. Las salidas del programa de dimensionado de instalaciones fotovoltaicas son 57 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. – Radiación recibida por el campo de paneles: es el valor medio mensual de la radiación global diaria incidente sobre el plano de los módulos en kWh/m2. – Potencia pico a instalar (Wp): potencia que es necesario instalar para que el sistema sea capaz de suministrar la carga especificada, teniendo en cuenta el voltaje de la batería y la potencia pico de cada módulo. – Potencia pico a instalar mínima (Wpmin): potencia que es necesario instalar para que el sistema sea capaz de suministrar la carga especificada, sin tener en cuenta el voltaje de la batería y la potencia pico de cada módulo. Es la salida real de la simulación de la instalación. – Capacidad de la batería (Ah): cantidad de energía que debe ser capaz de almacenar la batería, para asegurar los días de autonomía de diseño. – Número de paneles necesario: se obtiene al relacionar la potencia pico de la instalación con la potencia pico de cada panel y la tensión de la batería. – Conexionado de los módulos: Número de paneles en serie-Grupos en paralelo: se obtienen a partir del parámetro anterior, teniendo en cuenta el voltaje de la batería. – Intensidad máxima en la línea paneles - batería: Valor aproximado de la intensidad máxima que va a circular por la línea. Permite dimensionar la sección de conductor de esa línea. – Esquema de la instalación: el programa permite ver el esquema de la configuración seleccionada. 58 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. Otras salidas: Mapa de las trayectorias solares: La posición del sol en el cielo, queda definida mediante los ángulos acimut y altura solar. El acimut es el ángulo, medido en el plano horizontal, que forman la proyección de los rayos del sol en éste plano con el sur (en puntos del Hemisferio Norte). La altura solar se define como el ángulo, en un plano vertical, entre los rayos del sol y la proyección de éstos sobre un plano horizontal. Desde el punto de vista del diseño de instalaciones de energía solar, es interesante conocer el tiempo máximo que los colectores pueden "ver el sol". Es decir, determinar si, obstáculos cercanos, montañas, casas, árboles, etc. pueden proyectar sombras, de manera que disminuya la cantidad de energía que reciben los mismos, y por tanto disminuya también el rendimiento global del sistema. El mapa de trayectorias solares, para una localidad, es una gráfica que nos determina la posición del sol en cada instante: altura solar frente a acimut. Es función de la latitud del lugar considerado. Normalmente se suelen dibujar en esta gráfica los días más representativos del ciclo solar, solsticios y equinoccios entre otros. Así, en esta gráfica la trayectoria más alta corresponde al solsticio de verano ( día más largo del año), la más baja al solsticio de invierno (día más corto del año), la del medio corresponde a los equinoccios y la otra es un día arbitrariamente seleccionado. Las líneas discontinuas que cruzan las trayectorias solares corresponden aproximadamente a los intervalos horarios, siendo el valor central las 12 horas solares. Sobre este mapa y con ayuda de un teodolito se dibujarán la línea del horizonte y los distintos obstáculos observables desde el lugar de instalación del campo de captadores solares. Conocer el plano se sombras de cada instalación, dibujado sobre un mapa de trayectorias solares, ayuda a cuantificar el problema de sombras y nos asegura que el lugar elegido es el mejor de los posibles emplazamientos. 59 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. Análisis energético del campo de paneles: El análisis energético del campo de paneles se realiza de dos formas distintas dependiendo de que el método de cálculo utilizado sea el modelo de simulación o el método simplificado. Para el modelo de simulación se calculan tres parámetros: – Energía máxima producida cada mes, en valor medio diario, por el campo de paneles (Emax): se utiliza la potencia a instalar calculada en función de la tensión de la batería y la potencia de cada módulo. A partir de esta potencia a instalar y teniendo en cuenta la radiación global recibida sobre la superficie inclinada de los módulos y las pérdidas típicas que se producen por conexionado y dispersión de parámetros se calcula cuál es el máximo de energía que los paneles pueden producir, suponiendo que no se corta nunca la producción de energía por encontrarse llena la batería. Es decir: n d i, k ∑ ∑ Gdβl W p k =1 i =1 E max = ( PG ) N donde l es el mes considerado, n es el número de años con datos, d los días del mes considerado y Gdβl los valores de radiación global diaria sobre superficie inclinada para cada día del mes l; Wp la potencia a instalar, N es el número total de días con datos del mes l para los n años y PG es el factor global de pérdidas del generador fotovoltaico. – Energía real producida cada mes, en valor medio diario, por el campo de paneles (Erp): se calcula a partir de la potencia a instalar mínima (que es la salida real de la simulación) y de la energía que no llega a producirse por encontrarse la batería llena. Es decir, se tienen en cuenta las situaciones de corte del regulador por sobrecarga de la batería. Este balance se hace teniendo en cuenta que la carga considerada es la definida para el dimensionado. La expresión de la energía real producida es: 60 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. n d i, k ∑ ∑ [ Gdβl k =1 i =1 i, k W pmin - Enp ] ⋅( PG ) E rp = N donde Wpmin es la potencia a instalar mínima, calculada en la simulación de la instalación y Enp es la energía que no llega a producirse por haber cortado el regulador. Es también una salida de la simulación día a día de la instalación. – Energía no utilizada cada mes en valor medio diario (Enu): es la energía que no llega a producirse cada mes por estar llena la batería, considerando que la potencia instalada es Wp (condicionada por el voltaje de la batería y la potencia de cada panel). Es distinta a la energía no producida definida anteriormente (Enp) porque la potencia a instalar que se considera en cada caso es distinta. Así: E nu = E max - E rp Con estos tres parámetros, se puede conseguir optimizar la instalación. Para ello se utilizará también el estado de carga mínimo de la batería para cada mes. Así, en los meses en que la energía no utilizada sea grande y la batería no llegue a su estado de descarga máxima permitido se podrá aumentar la carga en la instalación. Para el método simplificado sólo se puede calcular, en valor diario medio mensual, la energía producida por la instalación, de acuerdo con la expresión: E rp (i) = G d,β (i) W p ( PG ) para i=1 hasta 12. Estados de carga de la batería: Los estados de carga de la batería sólo se pueden calcular cuando se utiliza el modelo de simulación. Los tres estados de carga que se calculan para cada mes son: – Medio: es el valor medio diario del estado de carga de la batería a lo largo de un mes, para el periodo de años considerado 61 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. – Mínimo: es el mínimo estado de carga que alcanza la batería, a lo largo de los n años de estudio, para cada mes – Máximo: es el máximo estado de carga que alcanza la batería, a lo largo de los años de estudio (n), para cada mes Con estos valores se puede saber en qué meses se prevé que fallará la instalación en el suministro de la carga, y, como ya se comentó en el apartado anterior, en qué meses se puede aumentar el consumo. 5. UTILIZACIÓN DEL PROGRAMA FVDIM FVDIM El programa FVDIM permite realizar el dimensionado de instalaciones fotovoltaicas autónomas utilizando los dos métodos de dimensionado que se han explicado en un capítulo anterior. Para ello, se pueden definir, mediante los menús del programa, las características de la instalación que se quiere dimensionar. Además se puede guardar la información de las distintas instalaciones que se dimensionen. Por otra parte, también se pueden realizar presupuestos para instalaciones fotovoltaicas y guardar esta información. Entre las utilidades generales que se han implementado en el programa se puede citar: – Crear, guardar, abrir o modificar una instalación – Ventanas interactivas que permiten la definición de los parámetros de entrada de la instalación – Ventanas que muestran los distintos resultados obtenidos – Añadir, modificar o eliminar productos de la base de productos fotovoltaicos que el programa utilizada (tipo dBase IV) – Crear, guardar, abrir o imprimir presupuestos (también de forma independiente al dimensionado de instalaciones) – Imprimir informes que recogen los resultados del dimensionado. Estos informes pueden incluir gráficas descriptivas de los distintos parámetros de entrada y de los resultados. 62 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. – Configurar la impresora que se va a utilizar – Imprimir ventanas concretas de resultados – Consultar tablas de pérdidas en los cables para varios voltajes. Requerimientos mínimos del sistema – Ordenador compatible IBM PC Pentium Intel (aconsejable mín. 150Mhz). – 8 Mbytes de memoria RAM en placa base – 10 Mbytes de espacio libre en el disco duro – Tarjeta gráfica VGA o superior – Monitor color 14" – Ratón compatible con Windows – Impresora (si se quieren imprimir los informes de la instalación y/o presupuestos) – Windows 95 o superior (incluido Windows NT) de Microsoft Corporation Instalación del programa Para instalar el programa en el disco duro del ordenador, introducir el CD del programa en la unidad correspondiente y seguir uno de los dos procedimientos siguientes: – Abrir el administrador de archivos. Seleccionar la unidad de CD. Ejecutar Setup (seleccionarlo y pulsar dos veces en el botón derecho del ratón) – En el menú de Inicio->Ejecutar: Escribir en la línea de comandos: D:\SETUP y retorno de carro.(La letra D corresponde a la unidad de CD, cambiar si fuera necesario por la correspondiente a esta unidad). El programa de instalación crea el directorio FVDIM, en el que se guardan todos los archivos correspondientes a la aplicación. En este directorio deberán estar todos los ficheros que hay en la carpeta FVDIM del CD de la aplicación. 63 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. Se crea añade también en el menú Programas de Inicio un acceso directo a FVDIM. Se recomienda utilizar una resolución gráfica de 800x600, y fuentes pequeñas, aunque con cualquier otra resolución el programa también funciona de forma correcta. Se puede crear un acceso directo a la aplicación en el escritorio. Para ello basta con abrir la carpeta correspondiente y "arrastrar" al escritorio el archivo FVDIM.EXE. Para desinstalar el programa: Seleccionar Inicio->Configuración->Panel de control->Agregar o Quitar Programas. En la lista de programas que aparece, se selecciona FVDIM y se pincha en el botón Eliminar. Esto eliminará todos los ficheros que utiliza el programa. Ejecución del programa FVDIM Si se ha creado un acceso directo al programa (ver 6.2), para ejecutar el programa habrá que hacer doble click (click sencillo si se ha configurado así el ratón) sobre el icono de la aplicación. Si no se ha creado un acceso directo, hay que abrir la carpeta FVDIM (por ejemplo con el Explorador de archivos) y hacer doble click (sencillo) en el fichero FVDIM.EXE. Descripción del programa El programa tiene un menú principal que aparece cuando se ejecuta la aplicación y que estará siempre visible. Las opciones de este menú permiten: – Crear una nueva instalación, Abrir una instalación (que debió ser creada y guardada con el programa), Configurar impresoras, Imprimir y Terminar. Algunas de estas opciones sólo estarán disponibles una vez que se haya definido, o abierto, una instalación (por ejemplo, Imprimir). – Ver los parámetros que se han definido y los resultados del dimensionado, después que se haya creado o abierto una instalación. En concreto se pueden ver: Parámetros de Entrada relacionados con el 64 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. emplazamiento y los consumos; Parámetros de los distintos sistemas (regulador, acumulador, convertidores, factores de pérdidas, etc.). Resultados del dimensionado. Gráficas de radiación sobre superficie horizontal y superficie de los módulos. Balances de energía del sistema generador. Balances de energía de la batería. Esquema de la instalación. Planos de sombra (mapa de las trayectorias solares). – Ver tablas de pérdidas en los cables para 12V, 24V y 48V, y para 1%, 3% y 5% de pérdidas. – Añadir, modificar o eliminar productos de una base de datos de productos fotovoltaicos (accesible desde dBase IV). – Elaborar, abrir, guardar e imprimir presupuestos. – Organizar las ventanas de resultados. Para algunas opciones de este menú hay también disponibles una serie de botones de acceso rápido. En concreto una vez que se ha creado (o abierto) una instalación y se han hecho los cálculos que permiten obtener el dimensionado de la misma, aparecen dos barras de botones, diferenciadas, que permiten: – Acceder de forma rápida a los resultados – Acceder a opciones generales: modificar los parámetros de la instalación, guardar la instalación actual, configurara la impresora e imprimir los distintos informes. Los botones que permiten acceder de forma rápida a los resultados del dimensionado y parámetros de la instalación, son los siguientes: 65 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. Datos generales de emplazamiento y consumos de la instalación Coeficientes de los distintos subsistemas Resultados de dimensionado Gráfica de radiación global diaria, valor medio mensual, sobre superficie horizontal Gráfica de radiación global diaria, valor medio mensual, sobre superficie inclinada Balances energéticos del sistema generador Estados de carga de la batería Esquema de la instalación Mapa de las trayectorias solares (planos de sombra) Los botones que permiten acceder de forma rápida a otras utilidades del programa son: Guardar la instalación actual Modificar los parámetros de la instalación actual Configurar impresora Imprimir informes Al arrancar la aplicación, están disponibles las opciones: – Para instalación: Crear instalación, Abrir Instalación – Generales: Configurar impresora – Informativas: Tablas de pérdidas en los cables. Acerca de. – Base de productos: Añadir, modificar, eliminar. 66 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. – Presupuesto: Elaborar, Abrir. Si se crea una nueva instalación (se abre una ya existente), aparecerán los cuadros de diálogo que permiten definir (modificar) los parámetros de generales y los de entrada de la instalación. Una vez completados estos datos, se pasa a calcular (si se pulsa sobre el botón correspondiente). Cuando se han realizado los cálculos, aparecen visibles las dos barras de acceso rápido descritas anteriormente y se habilitan todos los botones del menú principal. Desde ese momento ya se puede: Guardar los datos de la instalación actual; imprimir informes de la instalación. Además, una vez hecho el dimensionado de una instalación si se selecciona la opción Elaborar presupuesto, en los cuadros correspondientes de la ventana que permite elaborar un presupuesto aparecerán,, por defecto, los valores resultado del dimensionado (número de módulos, convertidor CC/CA, etc.). Los ficheros que se crean para guardar los datos de una instalación pueden tener el nombre que el usuario quiera, pero la extensión será siempre FV (no es necesario escribir la extensión, pues se hace de forma automática). Estos ficheros se pueden guardar en cualquier directorio, aunque por defecto se propone siempre guardarlos en el directorio FVDIM. Si se ha elaborado un presupuesto para una instalación concreta, en los ficheros de datos (extensión FV) no se incluye esta información. Por lo tanto, si se quiere guardar esta información habrá que seleccionar la opción Guardar en la ventana en la que se muestra el presupuesto (tras haber sido elaborado o abierto). Como para los otros ficheros, se pueden guardar en cualquier directorio, aunque la extensión siempre será PFV (no hay que escribirla). Esta separación permitirá elaborar presupuestos de forma independiente. Por otra parte, el fichero que contiene los productos fotovoltaicos (BaseD.dbf) para elaborar los presupuestos es un fichero dBaseIV, por lo que pueden utilizarse con esta aplicación (se desaconseja que se cree con dBaseIV porque puede haber problemas sino se definen de forma correcta los nombres de los distintos campos. 67 Introducción al diseño y dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos. La opción del menú Acerca de, muestra los créditos de esta aplicación. Algunas de las opciones del menú principal son también accesibles mediante teclas aceleradas, o combinación de teclas que permiten ejecutar una tarea de forma rápida. Las opciones que tienen esta posibilidad, tienen una letra subrayada en el texto de la opción. Pulsando la tecla Alt+tecla correspondiente a la letra subrayada tiene el mismo efecto que seleccionar la opción con el ratón. Además para los botones rápidos que aparecen una vez calculado el dimensionado de una instalación, al pasar el ratón por encima de los mismos aparece una ayuda despleglabe (del estilo de Windows95) que explica la utilidad de cada botón. 6. BIBLIOGRAFIA • Moreno Conchillo, L; Líneas de Baja Tensión. Editorial Alción. Madrid, 1981. • Hay, J.E., McKay, D.C.; Int. J. Sol. Energy 3 (1985) 203-240. • Gordon, J. M. Optimal sizing of stand-alone photovoltaic solar power systems. Solar Cells, 20, pp. 295-313, 1987 • Klein, S.A. and Beckman, W.A. Loss of load probabilities for stand alone photovoltaic systems. Solar Energy, Vol. 38, Nº 6, pp. 499-512, 1987. • Collares- Pereira, M.; Rabl, A.; Solar . Energy 39 (6) (1987) 155-164. • Page, J.K.; Methods for the estimation of solar energy on vertical and inclined surfaces. Proc. 5th Solar Energy Conversion. Waterloo, Canada, pp. 37- 99. • Photovoltaic System Technology: A European Handbook". Commission of the European Communities. HS Stephens and Associates. England, 1992. • Mora L ; Fundamentos, Aplicaciones y Dimensionado de Energía Solar Fotovoltaica. Capt:12. Editorial Ciemat. Madrid, 1996. • Sidrach de Cardona M., Mora-López Ll. A general multivariate qualitative model for sizing stand-alone photovoltaic systems; Solar Energy Materials and Solar Cells 59 (1999) 185-197. 68
