PV*SOL advanced - Manual

PV*SOL advanced
Version 6.0
Dimensionamiento y Simulación de Sistemas Fotovoltaicos
1
Exoneración de responsabilidad
La redacción de los textos y la selección de las imágenes se ha realizado con gran esmero.
No obstante, no puede descartarse completamente que haya errores. Este manual sirve
únicamente para la descripción del producto, y no debe entenderse como propiedad
garantizada en sentido legal. Los editores y los autores no pueden asumir ninguna
responsabilidad legal ni de ningún otro tipo por los datos incorrectos ni por sus
consecuencias. Los datos que se incluyen en este manual se indican sin compromiso.
El software que se describe en este manual se suministra sobre la base del contrato de
licencia que usted acepta al instalar el programa.
De ello no se derivan derechos de responsabilidad.
Está prohibido hacer copias del manual.
Copyright y marca
PV*SOL® es una marca registrada de Dr. Gerhard Valentin.
Windows®, Windows Vista®, Windows XP® y Windows 7® son marcas registradas de
Microsoft Corp. Todos los nombres de programas y denominaciones que se utilizan en
este manual, dado el caso, son también marcas registradas de los fabricantes y no deben
utilizarse comercialmente ni de ningún otro modo. Salvo errores u omisiones.
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www.valentin.de
[email protected]
http://valentin-software.com/
Gestión: Dr. Gerhard Valentin
Juzgado Municipal Berlin-Charlottenburg, Alemania
HRB 84016
2
1 Administración de software
1.1 Requisitos del sistema
•
Conexión a Internet: Acceso a Internet es muy recomendable. Hay varios Links a la
web en el programa. Le rentabilidad para las ubicaciones en los U.S.A. utiliza un
servicio web. Además, el programa se actualiza a través de Internet.
•
Frecuencia de reloj (Procesador): 1,5 GHz
•
Memoria RAM: 1 GB
•
Espacio libre en disco duro: 700 MB
•
Resolución del monitor: mín. 1.024 x 768 Pixels
•
Sistemas operativos: Windows Vista, Windows 7; cada uno con Service Packs más
recientes; Windows 8
•
Tarjeta gráfica: 3D, compatible con DirectX, 128 MB , OpenGL Version 1.1 (para
Photo Plan) , controlador de la impresora
•
Software: DirectX, Version 9.0c; .NET-Framework* Version 4.0 (Full), Microsoft
Installer 4.5
Derechos
Para ejecutar el programa debe tener plenos derechos de lectura y de escritura sobre la
carpeta de instalación.
Conexión a Internet
El programa comprobará en la configuración de sistema de Windows qué configuración de
proxy se emplea y la utilizará para establecer una conexión por Internet al servidor de
Valentin Software. Por tanto, se utilizará el proxy de la empresa, de haberlo.
Si, con todo, el programa no pudiese efectuar una conexión a Internet, se mostrará el
mensaje "No hay conexión a Internet". En tales casos, lo más conveniente es que su
administrador de red se ponga en contacto con nosotros.
Configuración regional: moneda, números, hora y fecha
El programa adoptará los formatos de moneda, números, hora y fecha definidos por la
configuración regional del panel de control. Estos formatos aparecerán también en las
impresiones. Tenga en cuenta que los símbolos de separación de millares y decimales son
distintos.
* .NET Framework se instala automáticamente si ne está presente.
3
2 Registrar el programa
Menu Ayuda > Info > Registro > botón Cambiar registro > botón Siguente
El registro del programa permite cambiar su condición de Versión de demostración a
Versión completa.
1. Pulse el botón Registrar versión completa al iniciar el programa.
2. Para poder activarlo, es necesario que disponga de un número de serie que
conseguirá al comprar el programa. Puede adquirir el programa en nuestra tienda
online o con la ayuda de nuestra hoja de pedido .
3. Activar el programa con el código de activación que recibió durante el registro.
Un registro ya realizado se puede cambiar en el diálogo Acerca de (a través del botón
Ayuda), en la pestaña Registro.
4
2.1.1 Número de serie
Menu Ayuda > Info > Registro > botón Cambiar registro > botón Siguente
Un número de serie le fué enviado a la compra de este Software.
El número se compone de una combinación de cifras y letras. Introduzca -lo sin carácter de
omisión, pero con guillon.
Usted encuentra el número serie sobre su factura, en al cobertura del CD o le fué enviado
por E-mail, depues de la compra por via internet.
5
2.2 Condición de licencia
Cuantas veces puedo instalar el programa ?
La número y la cantidad de instalación posibles corresponde al número de licencias
obtenidas por compra. En el caso de aver obtenido una licencia individual usted puede
instalar el programa en su ordenador de trabajo.
En el caso que quiera una nueva registración y una nueva clave de activación ya que
cambió vuestro hardware y una reinstalación fué necesaria, le rogamos pedirnos la
activación con el presente http://www.valentin.de/en/downloads/order-forms.
6
2.3 Contrato de licencia
Menú Ayuda > Info ... > Inform. programa > Mostrar contrato de licencia
El contrato de licencia se muestra como un archivo pdf en Inglès solamente (Licensing
Provisions).
7
2.4 Contrato de mantenimiento de software
Para tener siempre una versión de software actual, le recomendamos firmar un contrato de
mantenimiento ( http://www.valentin.de/en/sales-service/customer-service/softwaremaintenance-agreement. De este modo recibirá actualizaciones regularmente.
El mantenimiento de software incluye:
•
Descarga de las actualizaciones de software, de nuevos releases del programa,
•
Descarga de las actualizaciones de la base de datos de componentes, por ejemplo
módulos FV o inversores.
•
la respuesta a las preguntas generales sobre el suministro, los números de serie y
la activación del programa o los programas de software, así como la actualización
y las posibilidades de acceso a los datos de los componentes.
8
3 Introducción
PV*SOL advanced es un programa de simulación para dimensionar rápidamente sistemas
fotovoltaicos conectados a la red y calcular su rendimiento.
3.1 Principales características del programa:
Interconexión cómoda:
•
Cálculo automático de la interconexión óptima del inversor.
•
Adaptación manual de la interconexión con asistencia óptima.
Introducción de superficies de módulos fotovoltaicos de diversas formas:
•
Determinación del número de módulos y visualización de la superficie del módulo
a partir de una fotografía de la casa.
•
Distribución automática de módulos con cualquier forma de tejado definible en
una representación gráfica bidimensional del tejado
•
Parametrización sencilla de las superficies de los módulos
Evaluación y presentación óptimas de los resultados:
•
Simulación horaria de rendimiento de instalaciones fotovoltaicas conectadas a la
red en paralelo.
•
Pronósticos económicos detallados con las principales magnitudes de resultados
(rédito, período de amortización, valor de capital)
•
Documentación de proyecto configurable con portada, una página con el resumen,
etc. (Exportación a PDF)
Siempre al día:
•
Bases de datos actualizadas regularmente (módulos fotovoltaicos, inversores)
•
Publicación regular de nuevas actualizaciones para el programa
Asistencia óptima al usuario:
•
Una organización clara de los parámetros de entrada permite una rápida
elaboración del proyecto. Se pueden realizar ajustes pormenorizados en diálogos
secundarios.
•
Una comprobación de los datos introducidos evita errores de planificación.
•
Ayuda detallada, manual en pdf imprimible.
•
Selección sencilla de productos (módulos fotovoltaicos, inversores) a través de
una lista de favoritos.
9
Manual PV*SOL advanced
Otras características:
10
•
Planificación de instalaciones fotovoltaicas con consumo propio / inyección de
excedente
•
Cálculo de las pérdidas de CA, CC y en la línea
•
Selección de datos climáticos mediante código postal y mapa
•
Es posible introducir datos de proyecto extensos
3.2 New in PV*SOL advanced
Version 6.0
With ever decreasing feed-in tariffs world-wide, our new simulation program PV*SOL
advanced 6.0 is the right tool to calculate and design the best PV system.
For the first time, we calculate grid-connected PV systems with batteries. In combination
with your own, measured load profiles, you can calculate own consumption precisely and
verify that own consumption is profitable.
With PV*SOL advanced you can calculate as many PV module areas as needed, select
several system inverter and combine them as needed. The automatic configuration
calculates sensible inverter combinations in seconds even for PV systems with up to
100,000 PV modules.
In addition to clearly arranged results, which can be exported to table calculation (such as
Excel), PV*SOL advanced gives you a detailed circuit diagram and exports it to Bitmap or
DXF format (for AutoCAD).
You are entitled to one year of free software updates from the purchase date on.
http://www.valentin.de/en/sales-service/customer-service/release-notes
11
3.3 Guía rápida PV*SOL advanced
Recorra de izquierda a derecha todos los cuadros de diálogo de la barra de herramientas.
Para ello, haga clic en la flecha Siguiente
situada a la izquierda o utilice los iconos.
Los mensajes de error, advertencias e indicaciones se muestran abajo, en la ventana de
mensajes.
En el margen derecho, en Estado proyecto, hay una vista general de los datos
introducidos.
-> Mediante los siguientes pasos podrá configurar la instalación que desee:
1.
Datos del proyecto: Defina los datos de su proyecto.
2.
Tipo de instalación y entorno : Seleccione los datos climáticos con la ubicación,
defina la red CA y seleccione un tipo de instalación:
- Sistema FV conectado a la red - Inyección total
- (sólo en EE.UU.: Sistema FV conectado a la red - Determinación basada en la web
de subvenciones y rentabilidad)
- Sistema FV conectado a la red con consumidores eléctricos - Inyección del
excedente
- Sistema FV conectado a la red con consumidores eléctricos y instalación de
batería - Inyección del excedente
3.
Consumo: Defina las necesidades de consumo energético debe cumplir su
instalación.
4.
Módulos fotovoltaicos: Seleccione un módulo. Realice la distribución sobre la
superficie de su tejado o indique directamente el número de módulos.
5.
Inversor: El programa pre-selecciónar inversores Es necesario selecciónar hasta
un máximo de 50 inversores con los que se calculan y evaluan las combinaciones
de interconexión. O introduzca directamente el inversor y la interconexión de los
seguidores de MPP.
6.
Instalación de baterías: las baterías, un inversor de baterías y el sistema de
regulación de carga
7.
Cables : Defina los conductores de línea, de corriente continua y de corriente
alterna.
8. Rentabilidad : Introduzca los costes de la instalación y de su explotación.
9.
Simulación : Se realiza la simulación de la instalación fotovoltaica.
10.
Resultados: Se da una forma gráfica a todos los resultados y se pueden
imprimir como presentación para clientes o exportar a formato pdf
12
Guía rápida
versión 10.Jun 2013
13
3.4 Mensajes
En la parte inferior del programa se encuentra un área para la visualización de mensajes.
Hay cuatro categorías de mensajes:
Información: La información le ofrece indicaciones y ayuda para la configuración
óptima de su proyecto.
Advertencias: Las advertencias se producen si los datos de su proyecto no son
consistentes o si se producen reacciones inesperadas en el programa.
No es posible Sus datos de entrada son incorrectos, de modo que no es posible iniciar
una simulación. Esto significa que ya no puede abrir la página
simular:
Resultados o Rentabilidad .
Error:
La entrada realizada es incorrecta. Sólo puede salir de esta página una
vez que haya corregido la entrada.
14
3.5 Serie de programas PV*SOL
Los programas de la serie PV*SOL apoyan al proyectista en el dimensionamiento y la
simulación de sistemas fotovoltaicos, concretamente:
PV*SOL basic
- Sistemas conectados a la red
PV*SOL Pro
- Sistemas conectados a la red con inyección total y
- Sistemas con alimentación propia (Net Metering)
PV*SOL advanced - Sistemas conectados a la red con y batería
PV*SOL Expert
- Sistemas conectados a la red con inyección total y
- Sistemas con alimentación propia (Net Metering)
- Visualización 3D:
•
Distribución de los módulos
•
Soporte de los módulos
•
Interconexión de los módulos
•
con análisis de sombra detallado
-> Ver a este respecto: http://www.valentin.de/produkte/photovoltaik
15
3.6 ¿Dónde está ...?
PV*SOL advanced cuenta con una nueva interfaz de usuario. Aqui está una lista de
funciones, opciones, etc. de PV*SOL Pro y es dónde se encuentra ahora.
PV*SOL Pro
PV*SOL advanced
Condiciones y otras especificaciones:
Seleccione un tipo de instalación:
Seleccione un concepto de inyección
(total o excedente) en la red:
Menú Archivo > Proyecto nuevo >
Inyección total en la
red /
Inyección del excedente en la red
--------------------------------------------------------Sin inyección en la red, pero systema
autónomo con batería
Menú Archivo > Proyecto nuevo >
Sistema autónomo
Seleccione datos climáticos /
ubicaciones:
Página Tipo de instalación y entorno >
Sistema conectado a la red con inyección total /
Sistema conectado a la red con consumidores
eléctricos (el denominado "consumo propio") e inyección
del excedente
---------------------------------------------------------Sólo los sistemas conectado a la red con
batería (sistemas autónomos han de
seguir)
Página Tipo de instalación y entorno >
Sistema FV conectado a la red con consumidores
eléctricos y instalación de batería - Inyección del
excedente
Seleccione datos climáticos / ubicaciones:
Tipo de instalación y entorno > botón
Selección abre Meteosyn
Página
Menú Condiciones >
Datos climáticos
Editar tarifas:
Editar tarifas:
Menú Condiciones > Tarifas
Menú Bases de datos > ...
Editar zonas de tarifas TA/TB:
Menú Bibliotecas> Tarifa de compra > Precio per
El modelo tarifario actual no incluido zonas
de tarifas TA/TB.
Seleccione tarifas:
Seleccione tarifas:
Menú Cálculos > Diálogo Evaluación Económica > Base
de cálculo > (Tarifa de compra) Cargar / (Tarifa de
inyección) Cargar
Página
Definir cargas y perfiles de carga:
Definir Consumo:
Menú Cargas >
individual
Página
Kilovatio-Hora > TA / TB
Perfil de carga /
Consumidor
Evaluación Económica > (Tarifa de inyección)
Selección / (Tarifa de compra ) Selección
Consumo > (Perfiles de carga)
(Cargas individuales)
Selección /
Selección
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¿Dónde está ...?
PV*SOL Pro
PV*SOL advanced
Sistema: Datos técnicos, etc.
Inversor del sistema
Inversor del sistema = conexionar conjuntamente
las X superficies FV de módulos
Inversores > (Marcar a la izquierda en la vista de
Menú Sistema >
Datos técnicos > Concepto
del inversor + pestaña Inversor del sistema
Página
Numero de subgeneradores:
Más superficies de módulos:
Menú Sistema >
Página
Módulos FV > Superficie FV i (en el registro de árbol, a la
izquierda)
Datos técnicos > No. de
subgeneradores
Superficie de módulos 1 + 2 + ... X >
Conexionar
árbol)
conjuntamente las superficies fotovoltaicas seleccionadas
Definir subgenerador (Módulo FV,
Photo Plan, Situación de
instalación, Parámetros tejado,
Orientación ...)
Definir superficie FV (Módulo FV, Photo Plan,
Situación de montaje, Superficie fotovoltaica,
Orientación ...):
Menú Sistema >
Datos técnicos > (pestaña
inferior) (Sub)Generador i
Página
Módulos FV > Superficie FV i
Seleccionar configuración del inversor
(automáticamente):
Seleccione inversor:
Inversor > (en el registro de árbol, a la izquierda)
Página
Superficie FV > (Configuración del inversor) botón
Menú Sistema >
Datos técnicos > (pestaña
inferior) (Sub)Generador i > botón Inversor
Selección
Interconexión por inversor:
o
Menú Sistema >
Datos técnicos > (pestaña
inferior) (Sub)Generador i > Área Interconexión
Editar o predeterminar la configuración del
inversor(es):
por inversor
Página
Inversor > (en el registro de árbol, a la izquierda)
Nombre de inversor > (Datos del inversor) botón
Selección
Seleccione inversor:
inversor adecuado para el
sistema
inversor en el límite de
ajuste
A través del color se ilustra si el configuración del
inversor está dimensionado de forma óptima o
no:
margen de dimensionamiento
margen de tolerancia
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Manual PV*SOL advanced
inversor inadecuado
Inversores inadecuados ( margen de bloqueo),
no aparecen en la selección de base de datos.
Definir pérdidas:
Definir pérdidas:
Menú Sistema >
Página
derecha)
Datos técnicos > (botón a la
Pérdidas > (Sub)Generador i
Definir las pérdidas a través de la
gestión de la inyección:
Sistema >
Datos técnicos > (botón a la
derecha)
Pérdidas > Gestión de la inyección
Módulos FV > Superficie FV i > Parámetros de
simulación > Pérdidas de potencia & Albedo
Módulos FV >
Página
Pérdidas a través des límites de conexión:
Página Inversor > (configuración del inversor) Selección > Límites de
conexión > pestaña Varios > Factor de desfase cos(φ)
Definir sombra:
Definir sombra:
Sistema >
Página
Sombra
Degradación de los módulos
Módulos FV >
Sombra
Valores de conexión inversores:
Menú Sistema >
derecha)
Inversor > (configuración del inversor) Selección >
Página
Verificación:
botón Iniciar búsqueda > botón
Datos técnicos > (botón a la
Verificación
Diagrama del sistema:
Además, existe la calidad de configuración:
Inversor > (configuración del inversor) Selección >
botón Iniciar búsqueda > (columna Calidad de configuración) > botón
Página
Diagrama del sistema en presentación:
Menú Sistema >
Datos técnicos > (botón a la
derecha) Diagrama del sistema
Página
PV*SOL Pro
PV*SOL advanced
Resultados > (Presentación) Mostrar
Simulación, Evaluación Economica, Resultados
Simulación:
Símbolo
o
Simulación
Menú Sistema >
derecha)
Datos técnicos > (botón a la
Página
Simulación
Simulación
Evaluación Economica: entradas y
18
Simulación:
Evaluación Economica
¿Dónde está ...?
resultados
Entradas: Página
Menú Cálculos > Diálogo Evaluación Económica
Resultados: Página
>
Evaluación Economica
Resultados >
Evaluación Economica
Gráfico de todos los resultados de la simulación
como archivo .csv (con Excel editable): *)
Gráfico de los resultados:
Menú Resultados >
Energía y Datos
climáticos > Selección de curvas > Gráfico
Emisiones de contaminantes,
ahorro de CO2:
Menú Resultados > Emisiones de
Página
Simulation > (Simulationsergebnisse)
Exportieren
*) Con la interfaz para programas de hojas de
cálculo nos encontramos con el múltiple
demanda de los clientes para los datos
procesables y interoperables.
Las emisiones no se incluyen en la versión
actual.
contaminantes
Comparación de variantes:
Comparación de variantes:
Menú Resultados >
variantes
Comparación de
PV*SOL Pro
Esto es nuevo: Se puede abrir el programa dos o
tres veces para simular las variantes, exportar
los resultados a una hoja de cálculo y
compararlos allí con capacidades de gráficos
cómodos.
PV*SOL advanced
Opciones:
Verificación de actualizaciones:
Comprobación de actualización automática:
Menú Opciones > Pestaña Verificación de
actualizaciones
Menú Opciones > Pestaña Opciones de programa >
Seleccione sistema de unidades:
Seleccione sistema de unidades:
Menú Opciones > Pestaña Proyectos > Sistema
Menú Opciones > Pestaña Ajustes regionales > Sistema de unidades:
Cargue su propio logotipo de la
empresa para informes de
proyecto:
Cargue su propio logotipo de la empresa para
informes de proyecto:
de unidades: métrico/angloamericano
Menú Opciones > Pestaña Informe de proyecto >
Comprobación de actualización automática
SI/US/SI con datos métricos de longitud
Menú Opciones > Pestaña Datos del usuario > Logotipo de la
empresa
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Manual PV*SOL advanced
Logotipo de la empresa
20
4 Fundamentos de cálculo
En este capítulo encontrará información sobre los fundamentos de cálculo para las
siguientes temáticas:
4.1 Insolación
En los datos climatológicos suministrados, la radiación se indica en W por metro cuadrado
de superficie de referencia sobre la horizontal (radiación sobre la horizontal). Durante la
simulación en el procesador de radiación de energía solar, ésta es convertida por el
programa a la superficie inclinada y multiplicada por la superficie total de referencia. Un
posible ensombrecimiento reduce la radiación.
Magnitudes de entrada
•
•
Datos climatológicos (resolución: 1h):
•
EG,hor : Radiación solar global sobre la horizontal
•
Tamb : Temperatura ambiente
Ubicación de la instalación
•
•
Grado de longitud, grado de latitud, zona horaria
Orientación de la instalación
•
αM : Azimut
•
γM : Elevación (Inclinación de la instalación, 0°: horizontal, 90°: vertical)
Cálculo de la radiación a nivel de módulo
En base al tiempo t, el grado de longitud y de latitud y la zona horaria, se calcula la
posición del sol (según DIN5034-2).
S : Azimut del sol
α
γS : Elevación del sol
El ángulo de incidencia de la radiación sobre el módulo fotovoltaico
base a las características geométricas.
θ puede calcularse e
En base al tiempo t y a la constante solar se calcula la radiación extraterreste Eextra (según
Duffie/Beckman).
21
Manual PV*SOL advanced
Con Eextra y la posición del sol (α
S ,γ
S ) se divide la radiación solar global sobre la horizontal
EG,hor en una fracción directa y otra difusa: EDir,hor y EDiff,hor . Esta división se lleva a cabo
según el modelo de irradiación de Reindle, con correlación reducida [Reindl, D.T.;
Beckmann, W. A.; Duffie, J.A. : Diffuse fraction correlations; Solar Energy; Vol. 45; No. 1,
S.1.7; Pergamon Press; 1990].
La irradiación directa sobre la horizontal EDir,hor puede calcularse en base a las relaciones
geométricas (coseno) sobre el grado de elevación de la instalación γM sobre el plano
inclinado en relación a EDir,inclinado . Además, la posición del sol respecto a la superficie
fotovoltaica se calcula en base a la altura del sol, su azimut, el ángulo de instalación del
generador fotovoltaico y la orientación de éste. La altura y el azimut del sol se calculan en
base a la fecha, la hora y la latitud geográfica. El grado de instalación y el azimut del
generador fotovoltaico se indicarán en el programa.
La radiación solar sobre el plano inclinado del generador fotovoltaico tiene en cuenta un
posible ensombrecimiento del mismo.
En el cálculo de la irradiación difusa sobre la superficie inclinada EDiff,inclinada se emplea el
modelo de cielo anisotrópico de Hay y Davis [Duffie, J.A.; Beckmann, W.A.: Solar
engineering of thermal process; John Wiley & Sons, USA; segunda edición; 1991]. Las
magnitudes de entrada son la posición de entrada, la orientación de la instalación, Eextra ,
EDiff,hor y θ.
Este modelo considera un factor de anisotropía para la radiación circunsolar y
un factor fijo de reflexión en suelo (albedo) del 20% (valor medio para hierba, tierra de
cultivo, tejados claros, calles, etc.).
La radiación sobre el plano inclinado del generador fotovoltaico se refleja en la superficie
del módulo. La fracción de radiación solar directa se refleja en función de la posición del
sol y del factor de corrección angular del módulo.
La radiación reflejada por el suelo ERefl,inclinada que alcanza los módulos fotovoltaicos se
calcula en base a EG,hor y γM según principios geométricos.
La radiación solar global sobre el plano inclinado se calcula del siguiente modo:
EG,inclinado = EDir,inclinado + EDiff,inclinado +ERefl,inclinado
22
4.2 Suministro de potencia del módulo FV
A partir de la irradiación en la superficie inclinada del generador FV (previa deducción de
las pérdidas por reflexión) y la temperatura calculada del módulo es posible determinar,
con la especificación de la tensión del módulo, el suministro de potencia del módulo FV.
La Figura 1 muestra la potencia de módulo de un módulo típico de 100 W con una
temperatura del módulo de 25 °C para distintas irradiaciones. La curva superior muestra la
potencia de módulo en las condiciones de prueba estándar (STC1). Se puede ver que el
módulo suministra su potencia máxima de 100 W con una tensión de aprox. 17 V. Este
punto de trabajo del módulo se denomina como Maximal Power Point (MPP). Se necesita
determinar para todas las irradiaciones y temperaturas de módulo.
La Figura 1 Curvas de potencia para un módulo de 100 W con diferentes irradiaciones
Un requisito hacia el sistema FV es que, con una determinada irradiación y temperatura de
módulo, la tensión del módulo sea regulada de manera que los módulos trabajen en el
MPP. El rastreador MPP, (dentro de inversor) asume esta función.
En el supuesto de que los módulos funcionen en el servicio de MPP, PV*SOL advanced
determina el suministro de potencia del módulo FV a partir del suministro de potencia del
módulo en las condiciones de prueba estándar y la curva característica del rendimiento
del módulo. Las curvas características del rendimiento se generan a partir de los datos
sobre el comportamiento bajo carga parcial.
La Figura 2 muestra el desarrollo típico del rendimiento del módulo a diferentes
temperaturas.
23
Manual PV*SOL advanced
Figura 2 Rendimiento del módulo a diferentes temperaturas del módulo
La dependencia de la curva de la temperatura se determina a partir de la curva
PV, MPP(G,Tmódulo=25 °C)) y del coeficiente de potencia y temperatura
característica a 25 °C (η
d ηdT:
Si no es posible mantener el MPP del módulo, se necesita determinar el punto de trabajo
del módulo a partir del campo de la curva característica U-I (ver Figura 3).
Figura 3 Campo de curva característica U-I
Además del rendimiento de los módulos, el grado de rendimiento de los módulos
considera también las pérdidas adicionales:
24
•
por desviación del espectro estándar AM 1.5,
•
por combinación inadecuada o merma del rendimiento en caso de desviaciones de
las indicaciones del fabricante, y
Fundamentos de cálculo - Suministro de potencia del módulo FV
•
en diodos.
Estas pérdidas de potencia se deducen porcentualmente de la potencia del módulo.
Además, las pérdidas por reflexión en la superficie del módulo se tienen que valorar como
pérdidas del módulo.
1) Condiciones de prueba estándar: Incidencia de la radiación vertical de 1000 W/m²,
temperatura del módulo de 25 °C y espectro de radiación AM 1,5 potencia del módulo en el
STC Maximal Power Point (MPP) curvas características del rendimiento
4.2.1 Temperatura del módulo
Los módulos FV se calientan dependiendo de la situación de montaje y el tipo de soporte y
la irradiación.
La temperatura del módulo tiene una fuerte influencia sobre las curva características U-I
de los módulos fotovoltaicos.
El calentamiento de la temperatura exterior Ta es, por ejemplo en la irradiación GSTC = 1000
W/m2 :
Calentamiento
Situación de montaje
29 K
paralelo a la cubierta, bien ventilada posterior
32 K
integrado en la cubierta, ventilada posterior
43 K
integrado en la cubierta, sin ventilada posterior
28 K
sobre soportes - tejado
22 K
sobre soportes - superficie libre
Literatura: DGS-Leitfaden Photovoltaische Anlagen, 3. ed.
4.2.2 Modelo dinámico de temperatura
Solución de la ecuación de balance térmico
Para considerar la inercia térmica, se debe dividir cada paso temporal de la simulación (1
hora) en varias fracciones de paso, en las cuales solucionar la siguiente ecuación
diferencial dTMódulo. Para poder hallar la solución en condiciones básicas extremas (por
ejemplo, con variaciones de la irradiación de 0 a 1000 W/m²) se establece una dt nueva
para cada paso de cálculo y puede ascender a unos pocos minutos.
25
Manual PV*SOL advanced
con
En el proceso se emplean las siguientes magnitudes:
Masa de módulo
Coeficiente de
absorción
Superficie de módulo
Coeficiente de
emisión
Capacidad térmica de
módulo
Velocidad del
viento
Temperatura de
módulo
Temperatura
ambiente
Potencia absorbida
Potencia
eléctrica
suministrada
Convección
Tiempo
Potencia térmica
irradiada
Constante
StefanBoltzmann
Longitud
característica de
sobreintensidad
Factor de
instalación
Influencia de la colocación de los módulos sobre las temperaturas de módulo
calculadas.
Aparte de los factores meteorológicos (G, Ta, vW) y los parámetros específicos de los
módulos, la colocación de los módulos ejerce una gran influencia sobre el calentamiento.
Además, dependiendo del tipo de montaje o instalación, se deberán llevar a cabo las
siguientes modificaciones a la ecuación de balance térmico:
26
Fundamentos de cálculo - Suministro de potencia del módulo FV
•
Montaje libre: Factor de instalación fE = 2
•
Montaje sobre el tejado, con ventilación trasera: División a la mitad de la potencia
térmica emitida QS, es decir, factor de instalación fE = 1. Al contrario del montaje
libre, aquí sólo se encuentra la parte superior del módulo en intercambio térmico
con el medio.
•
Integración en tejado o fachada, sin ventilación trasera: Además de dividir entre
dos QS (fE = 1), se reduce la emisión de calor mediante convección QK. En el modelo
se consigue con una reducción de la velocidad efectiva del viento de 3 m/s.
Determinación de la velocidad del viento a la altura de la instalación.
La velocidad del viento se calcula en base a la velocidad escalar del viento registrada en
los datos climáticos (VW_10m), medidos a 10 m desde el nivel del suelo:
con una longitud de rugosidad del entorno del generador de Z0 = 0,3 m
27
4.3 Inversor
El inversor tiene dos funciones. Por una parte, se transforma en el inversor la corriente
continua generada por los módulos FV a la tensión y frecuencia de la red eléctrica pública.
Por otra parte, el seguidor de MPP integrado asegura que el generador FV funcione en el
punto de potencia máxima (MPP).
La conversión de corriente continua a corriente alterna conlleva unas pérdidas. A través de
la curva características del rendimiento, PV*SOL advanced determina la potencia de salida
en función de la potencia de entrada.
En la Figura 4 se muestra un desarrollo típico del rendimiento relativo. La potencia de
salida del inversor se determina de la siguiente manera:
PCA = PDC * Nηom * rηel
PDC = Potencia de módulo
Nom = Eficiencia para la potencia nominal
η
rel = Eficiencia relativa
η
Con el fin de simular el seguimiento de MPP del inversor, el programa controla en cada
paso de cálculo si la tensión de MPP del módulo puede ser ajustada por el inversor.
Si la tensión MPP se encuentra fuera del área de seguimiento de MPP del inversor o si se
conectan varios subgeneradores con tensiones MPP distintas a un inversor, la regulación
recorre las curvas características U-I de los módulos hasta encontrar el punto de trabajo
que permite tomar la potencia máxima del generador FV.
Figura 4 Rendimiento relativo de un inversor
28
Fundamentos de cálculo - Inversor
Además de la curva característica del rendimiento del inversor, PV*SOL advanced
considera los rendimientos de adaptación MPP, el consumo en Standby y nocturno y el
umbral de potencia de entrada a partir del cual el inversor suministra potencia. Todos los
factores se tienen en cuenta en el coeficiente de rendimiento de la instalación
29
4.4 Pérdidas de línea
Para calcular las pérdidas de línea se calcula primero la resistencia de línea R a partir de la
sección del cable A, la longitud del cable I y la resistencia específica del material:
En el caso del cobre, la resistencia específica es de
σ = 0,0175 Ω*mm²/ m.
con
Con respecto a la potencia, se aplica para la potencia perdida relativa:
30
4.5 Evaluación económica
El Evaluación económica en PV*SOL® conforme al método de valor capital se basa en las
siguientes fórmulas:
el valor efectivo (BW) de una secuencia de pago de precio dinámico Z, Z*r, Z*r², ... a lo
largo de T años (vida útil) según VDI 6025 es:
q: factor de interés del capital (p. ej. 1,08 en caso de un interés del capital del 8 %)
r : factor de variación del precio (p. ej. 1,1 en caso de una variación del precio del 10 %)
Para el valor de capital se aplica lo siguiente:
Valor de capital de la inversión total =
a lo largo de la vida útil] - inversiones + ayudas económicas
Σ [BW de las secuen
Los valores capital positivos significan inversiones con una valoración económica positiva.
El periodo de amortización es el lapso de tiempo durante el que debe funcionar el sistema
para arrojar un valor de capital de cero para la inversión total. Los periodos de
amortización superiores a 30 años no se emiten. Si se convierte el BW de los costes a una
secuencia de pago constante (r=1) a lo largo de la vida útil, para esta secuencia Z se
aplica:
Z = [BW de los costes] * a(q,T) con a(q,T) : Factor de anualidad ( = 1 / b(T,q,r) para r=1)
Para los costes de producción de electricidad se aplica lo siguiente:
[Costes de producción de electricidad] = [Costes anuales Z] / [Generación anual de
electricidad]
31
4.6 Fundamentos de cálculo de sistemas de baterías
4.6.1 Estructura de los sistemas de baterías
4.6.1.1 Componentes
Un sistema de baterías conectado a la red para el almacenamiento de energía eléctrica
procedente de instalaciones fotovoltaicas se compone básicamente de
- un inversor de baterías bidireccional,
- un banco de baterías y
- un regulador de carga.
El regulador de carga y el inversor de baterías suelen encontrarse combinados en un
mismo aparato.
El banco de baterías se compone de varias líneas de baterías conectadas en paralelo, que
a su vez se componen de varias baterías individuales conectadas en serie.
Dependiendo del sistema, puede encontrarse también integrado un inversor fotovoltaico
con rastreador MPP.
4.6.1.2 Conexión CA y CC
Los sistemas de baterías pueden dividirse básicamente en topologías de conexión CA y
CC.
- En sistemas con conexión a CA, los componentes del módulo fotovoltaico y la batería se
encuentran conectados con conversión CC/CA.
- En sistemas con conexión a CC, el módulo fotovoltaico y la batería se encuentran al
mismo nivel de tensión y conectados entre sí mediante corriente continua.
En PV*SOL® advanced se muestran los sistemas con conexión a CA. Suelen encontrarse
en instalaciones en las cuales el consumo eléctrico se produce principalmente de manera
simultánea a la generación de energía, de modo que puedan suministrar una gran parte de
la energía fotovoltaica directamente a los consumidores, sin derivación mediante la
conexión a CC y al inversor de baterías. Esto es preferible, ya que la eficiencia de un
inversor fotovoltaico suele ser mejor que la combinación de las eficiencias de la
conversión CC/CC en el lado de corriente continua y la consiguiente conversión CC/CA en
el inversor de baterías.
4.6.1.3 Conexión a la red eléctrica
En la práctica, debe tenerse en cuenta que la conexión de los consumidores, de la
instalación fotovoltaica y del sistema de baterías a las diferentes fases de la red eléctrica
se realiza de tal modo que permita intercambiar energía.
32
Fundamentos de cálculo - Sistemas de baterías
En PV*SOL® advanced se parte del supuesto de que todos los consumidores, inversores
fotovoltaicos e inversores de baterías estén correctamente conectados. Por tanto, no se
deben simular los consumidores que no se encuentren conectados al sistema de baterías.
En la página de consumo sólo se indica el consumo que debe y puede cubrirse mediante la
instalación fotovoltaica y/o el sistema de baterías.
4.6.2 Función
Los sistemas de baterías pueden almacenar energía procedente de la instalación
fotovoltaica, suministrar energía a consumidores y, con determinados tipos de carga de
batería, almacenar también energía procedente de la red eléctrica. Del control de los flujos
de energía se ocupa el regulador de carga, que se rige por la siguiente lógica:
1. El consumo se cubre directamente mediante energía fotovoltaica.
2. El consumo se cubre mediante las baterías
a.
Hasta el límite de potencia del sistema de baterías.
b.
Hasta alcanzarse el SOC mínimo de las baterías.
3. El consumo se cubre mediante energía procedente de la red eléctrica.
4. Se suma la energía procedente de la instalación fotovoltaica, del sistema de
baterías y de la red. De este modo, en caso necesario, los generadores pueden
emplearse simultáneamente para cubrir el consumo.
5. El excedente de energía fotovoltaica se emplea para cargar la batería.
a.
Hasta el límite de potencia del sistema de baterías.
b.
Hasta alcanzarse el SOC máximo de las baterías
6. El excedente de energía fotovoltaica se inyecta en la red eléctrica
7. Las baterías sólo se cargan con energía procedente de la red eléctrica cuando se
empleen procesos de carga para el mantenimiento de las baterías y no haya
suficiente energía fotovoltaica disponible
8. La energía del sistema de baterías nunca se inyecta a la red
4.6.3 Modos de funcionamiento durante carga y descarga
Cuando los consumidores requieran mayor cantidad de energía de la que el sistema
fotovoltaico sea capaz de suministrar, las baterías se descargarán. Se aplican las
condiciones indicadas en el punto 1.2.
Los procesos de carga de baterías se dividen en procesos de carga mediante corriente
(carga I), que es el modo de carga más común, y procesos de carga mediante tensión, que
sirven principalmente para el mantenimiento de las baterías y que pueden aumentar sus
vidas útiles. Aquí hay que diferenciar entre procesos de carga por tiempo limitado (carga
U0) y procesos de carga por tiempo ilimitado (carga U).
33
Manual PV*SOL advanced
En PV*SOL advanced se encuentra implementada una estrategia de carga IU0U, habitual
para la mayoría de baterías de plomo y gel. En el proceso, tras alcanzarse un determinado
estado de carga mediante un proceso de carga I, se incorpora durante un breve periodo de
tiempo un proceso de carga U0 para prevenir diversos efectos de envejecimiento. Además,
se llevan a cabo dos procesos de carga U0 adicionales con una periodicidad fija, con el
objetivo de aumentar la vida útil de las baterías:
•
Carga completa, de unas 5 h de duración, cada 2 a 4 semanas.
•
Carga de compensación, de unas 10 h de duración, cada 4 a 6 meses.
Si la batería se encuentra en un estado de carga elevado y no se descarga, es posible
compensar su autodescarga mediante una carga U. Este proceso de carga se denomina
también carga de mantenimiento.
4.7 Fundamentos de cálculo para baterías
Existe en la bibliografía una gran cantidad de modelos muy buenos para baterías de plomo
y ácido que varían dependiendo de la aplicación prevista. En estos modelos generalmente
basados en circuitos equivalentes (ESB, por sus siglas en alemán) resulta problemática la
parametrización para cualquier tipo de baterías. Ya que existían pocas coincidencias entre
modelos disponibles y el análisis de requisitos para nuestro modelo de simulación,
desarrollamos un modelo propio que relaciona partes de circuitos equivalentes con
modelos empíricos.
Los principales requisitos que cumple nuestro modelo son los siguientes:
•
Las tensiones se representan de modo preciso (diferencia entre carga y descarga,
resistencia interna, cristalización)
•
Las curvas características de los procesos de carga y descarga son lo más realistas
posibles
•
Se tiene en cuenta la autodescarga
•
El deterioro por ciclos y la vida útil se incluyen en la simulación
Para poder reproducir las particularidades de una batería en concreto, el modelo requiere
los siguientes parámetros de la hoja de datos:
34
•
Capacidad en función del tiempo de descarga
•
Resistencia interna
•
Modelo (sellado, cerrado, gel, etc.)
•
Profundidad máxima de descarga (generalmente, 80%) y corriente máxima de
descarga
•
Tasa de autodescarga
•
Número de ciclos sobre profundidad de descarga
Fundamentos de cálculo - Sistemas de baterías
4.7.1 Descarga
Para la descarga, es fundamental calcular las curvas características. Las baterías de plomo
muestran una curva característica de caída continua de tensión al descargarse con una
corriente constante. En estos casos, cuanto mayor sea la corriente de descarga, mayor
será la caída de tensión. La figura 1 muestra el perfil de descarga modelado para una
célula de 600 Ah sometida a una potencia variable.
Figura 1: Perfiles de descarga típicos (W) (tensión sobre capacidad) para una célula de 600Ah
con división temporal = 1 h, W= 10, 40, 50, 200,
Por tanto, para la simulación se debe calcular primero la curva característica de tensiones
y capacidades correspondiente a cada corriente de descarga. En el proceso juegan un
papel decisivo la estructura de la batería, su resistencia interna y sus características de
capacidad.
Si durante la descarga se debe mantener una potencia constante, deberá realizarse una
aproximación iterativa de la corriente de descarga para obtener la potencia deseada
durante el periodo mediante la integral del cambio de tensión y la intensidad.
Además, deberá tenerse en cuenta la tensión final de descarga dada de la profundidad
máxima de descarga. Para una mejor conservación de las baterías, generalmente no
deben descargarse a menos del 80%. Ya que la capacidad total que se puede extraer de la
batería cambia con la corriente de descarga, la tensión final de descarga también depende
de la corriente, como se deduce de la figura 12.
El State of Function permite comprobar, antes de descargar determinada cantidad de
energía, si tras dicha descarga con la corriente resultante se va a exceder la profundidad
máxima de descarga, en cuyo caso se impedirá la descarga.
35
Manual PV*SOL advanced
4.7.2 Carga
Es posible cargar baterías mediante distintos perfiles de carga. En este caso, se cargan
mediante un perfil IU0U.
En primer lugar, se cargan mediante corriente constante (carga I o fase "bulk"), mientras
aumenta la tensión de las baterías. Una vez alcanzada una tensión determinada, tiene
lugar una fase de carga con tensión constante controlada por tiempo, pudiendo variar la
duración y la tensión de carga.
•
Carga de refuerzo (U0):
120 min a 2,4-2,45V
•
Carga total: 5 h a 2,4V
•
Carga de compensación: 10 h a 2,4V
A continuación (es decir, después del periodo establecido) se reduce la tensión a 2,232,3V en la fase de mantenimiento (carga flotante) para evitar un exceso de carga. La
tensión de mantenimiento de carga necesaria se extrae de la hoja de datos de la batería.
Durante la fase "bulk" se suelen cargar las baterías con corriente constante hasta que la
tensión de las células alcance el valor predeterminado. Por desgracia, no existe
bibliografía acerca de la relación formal entre corriente de carga, SOC y tensión obtenida
en la fase "bulk".
Por tanto, se han analizado diagramas de carga de diversas fuentes y se ha desarrollado
una fórmula para determinar la tensión de carga en función de la corriente (xC como tasa
C) y del SOC.
UB ( SOC,xC) = UR (SOC) + UK + SOC 2 (0,35 + 0,15 xC)
UB : Tensión en fase "bulk"
UR: Tensión de reposo
UK: Caída de tensión mediante cristalización
36
Fundamentos de cálculo - Sistemas de baterías
Figura 3: Dependencia entre la tensión de las células y la corriente de carga y el SOC10 para
diversas corrientes de carga
Cuanto mayor sea la corriente de descarga y más pronto se alcance el límite de tensión
hasta la siguiente fase, menor será, por el contrario, el SOC a dicha tensión.
Mediante los diversos niveles de tensión entre carga y descarga es posible calcular
además el coeficiente de rendimiento en Ah de una célula en funcionamiento.
4.7.3 Ciclos, vida útil
En las hojas de datos se indica la cantidad de ciclos de procesos de carga y descarga,
medida según norma DIN EN 60896, tras los cuales la capacidad C3 hasta una tensión final
de carga de 1,7 V aún es del 80% de la capacidad medida (según la norma, también C3).
Según la norma, en el caso de células selladas, en los ciclos se realizan descargas con
corrientes de 2 I 10 durante 2 horas, lo cual equivale a una profundidad de descarga de DOD
= 40% en relación a C 10 . En las células cerradas, la descarga dura 3 h y se realiza a 2 I 10,
por lo cual se alcanza una profundidad de descarga de DOD = 60%.
El diagrama "Cantidad de ciclos sobre profundidad de descarga", que se encuentra en
numerosas hojas de datos (véase más abajo los incluidos en hojas de datos de tres
fabricantes distintos) extrapola siempre este par de valores medidos según la norma en
la relación "media profundidad de descarga - doble cantidad de ciclos". Esta relación ideal
se muestra con líneas discontinuas.
37
Manual PV*SOL advanced
Figura 4: Relación entre profundidad de descarga y cantidad de ciclos de diversas baterías
En la práctica, sin embargo, la sucesión de ciclos con mayor profundidad de descarga
suele afectar a la pérdida de capacidad de modo más intenso, por lo que las curvas
indicadas difieren de la forma ideal. Es posible tomar en consideración esta circunstancia
empleando factores de corrección que varían según modelo y fabricante de baterías.
Durante toda la simulación se realiza un balance de amperios hora (sólo en caso de
descarga), añadiendo para cada periodo la capacidad extraída en cada momento
ponderada con los factores de corrección para el deterioro por ciclos f Ah de la gráfica
superior.
Este balance de amperios hora puede relacionarse con la cantidad total de ciclos medida
por norma, introduciéndose de este modo en el cálculo de la reducción de capacidad, de
modo que, transcurrida la cantidad total de ciclos, la capacidad nominal haya descendido
hasta el 80%:
CN ( CAh ) = C N,0 (1-0,2 ζ)
con el deterioro por ciclos
CN : Capacidad nominal
C N,0 : Capacidad nominal al comienzo del uso
CAh : Capacidad en amperios hora según balance
CAh,N : Capacidad en amperios hora según balance de los ciclos normales
38
Fundamentos de cálculo - Sistemas de baterías
Si partimos del supuesto de que una batería, cuya capacidad haya descendido mediante
el uso hasta el 80% del valor inicial, no sea capaz de llevar a cabo las funciones para las
cuales estaba prevista, deberá reemplazarse al alcanzarse un deterioro por ciclos de 1.
Ya que el deterioro por ciclos continúa contándose como magnitud de sistema, incluso
después de que se haya reemplazado una batería, es necesario introducir un segundo
valor relativo a la batería denominado State of Health, SOH:
SOL = 1 - Δζx
Δζx : Cambio del deterioro por ciclos desde el último reemplazo
Una batería con SOH=1 es nueva; las baterías con SOH=0 deben cambiarse.
La vida útil se obtiene como conclusión inversa del deterioro por ciclos anual calculado
mediante la simulación:
t Vida = t Simulación / ζ
t L : Vida útil
t S : Periodo de simulación
39
4.8 Consumo
El consumo se indica en series cronológicas por hora en la simulación.
Las series cronológicas se generan en base a los perfiles de carga y consumidores
individuales indicados mediante adición:
Consumo(h)
=
Perfiles de
carga(h)
+
Consumidores individuales(h)
40
4.9 Perfiles de carga
Consumo(por hora) = Consumo eléctrico anual * (Mes%) / ((365/12)) * Hora%
! Para que funcione, todos los datos de perfiles de carga deberán estar normalizados al
100%. De no ser así, los valores diferirán ligeramente. Sin embargo, la carga se distribuirá
de modo que se alcance la suma anual indicada.
41
4.10 Consumidores individuales
También los consumidores individuales se transmiten como series cronológicas por hora
desde los cuadros de diálogo a la simulación. Esto quiere decir que el consumo de una
hora se considera como constante. Un aparato que funciona durante 15 minutos por hora
se calcula como un aparato que funciona 1 hora a ¼ de carga.
Así se calculan los consumos pico de consumidores individuales:
Consumidor
independiente del
usuario:
Tiempo de funcionamiento = Demanda energética anual
/Potencia*(se enciende cada X horas)/8760
Consumo pico = Potencia, cuando la duración de funcionamiento
≥ 1h
Consumo pico = Potencia * duración de funcionamiento/1h,
cuando la duración de funcionamiento<1h
Consumidor
dependiente del
usuario:
Consumo pico = Potencia
Consumidor a corto Consumo pico = Potencia*Duración de funcionamiento/1h
plazo:
Luz:
Consumo pico = Potencia
42
5 Menus
En los menús y submenús encontrará más funciones y opciones para administrar y editar
proyectos.
43
5.1 Archivo
Menú Archivo
En la administración de archivos puede crear nuevos proyectos, abrir y guardar nuevos
proyectos, así como cerrar el programa.
En Nuevo proyecto puede trabajar con los valores por defecto del programa o comenzar su
nuevo proyecto con una plantilla creada por usted. En este contexto se recomienda
guardar en una plantilla entradas frecuentes, como un módulo fotovoltaico, e iniciar sus
nuevos proyectos con dicha plantilla.
En Abrir puede seleccionar si desea editar un proyecto o una plantilla.
En Importación puede importar proyectos de dicho programa(s):
- PV*express 3.0
- PV*SOL Pro / PV*SOL Expert.
En Guardar puede usted elegir entre guardar como proyecto o como plantilla.
Con Guardar como puede usted guardar su archivo de proyecto con un nuevo nombre y/o
fuera de la carpeta por defecto.
-> Véase también:
•
Configuración regional: Especificaciones para nuevos proyectos: Sistema de
unidades, país, ubicación, clima
•
Carpetas: Especificación de la carpeta por defecto
44
5.2 Bases de datos
Menú Bases de datos
En el menú Bases de datos puede administrar las siguientes bases de datos:
•
Baterías, Tarifa de compra, Tarifa de inyección, Perfiles de carga
•
Módulos fotovoltaicos*, inversores*
La edición, selección y agrupación de registros de datos se realiza en el cuadro de
diálogo Selección de base de datos correspondiente.
Para compartir la base de datos con otros usuarios de este programa, utilice las funciones
Importar y Exportar base de datos con el formato de exportación *.sdf.
Si tiene acceso a Internet puede actualizar sus bases de datos. La actualización se activa
en Ayuda > Comprobación de actualizaciones y funciona automáticamente. Esta función no
sobrescribe registros de datos creados por usted.
! Por cierto: Estas bases de datos son mantenidas y actualizadas por los fabricantes de
los componentes (por ejemplo, módulos fotovoltaicos), ellos mismos, y ponerlos a
disposición de usted como actualización de base de datos cada dos semanas.
! ¿Echa de menos algún equipo? Enviar un correo electrónico a [email protected],
nos referimos a su solicitud al contacto correcto del fabricante, que está a cargo
de sus entradas de base de datos.
-> Véase también:
Reiniciar bases de datos
45
5.2.1 Selección de bases de datos
Menu Bases de datos >"Base de datos"
En el diálogo correspondiente se representan todos los módulos, inversores o empresas
disponibles.
Árbol (lado izquierdo)
•
En el lado izquierdo se encuentran grupos (empresas o paìses) en orden
alfabético.
•
a) En la lista de favoritos que haya esos productos recogidos que se utilizan
frecuentemente. Es posible añadir un grupo con todos sus productos a Favoritos.
b) Haga clic izquierdo en el árbol en Favoritos, y luego se ve a la derecha en la tabla
todos los favoritos en la lista.
c) Haga clic en Seleccionar todos para incluir estos favoritos en el cálculo de
combinación.
d) Para confirmar y salir del diálogo de base de datos con la tecla OK.
Layout de la tabla con los productos
•
En el lado derecho aparecen todos los productos del grupo seleccionado en
cuestión en forma de tabla.
•
Con un clic en el encabezamiento de las columnas, los productos se pueden
ordenar conforme al parámetro en cuestión.
•
Asimismo, la columna se puede posicionar en otro punto mediante
Drag & Drop en el encabezamiento de la columna.
46
Selección de bases de datos
•
En caso de que se desearan visualizar otras propiedades del producto en la tabla,
el diálogo Selección de columna ofrece la posibilidad de agregar columnas a la
tabla.
5.2.2 Crear y editar los registros de
datos
Si las entradas de menú contextual Nuevo y
Copiar selección están accesibles, es posible
crear registros nuevos y editar, copiar y
borrar registros de registros existentes.
Se distingue entre registros de sistema y registros propios.
•
Los registros de sistema son suministrados por el programa.
•
Los registros propios son creados por el usuario. Sólo se pueden editar o borrar
registros de datos propios. Marque una líne, abri el menú conextual y accione el
botón Editar. En los diálogos mostrados se pueden modificar los distintos
parámetros.
Búsqueda de base de datos y filtro
También es posible añadir productos individuales a Favoritos. Para localizar rápidamente
un registro de datos existe la posibilidad de buscar por tipos de producto. Introduciendo
un asterisco (*) al inicio como comodín se pueden reproducir caracteres cualesquiera.
Con un campo de selección se pueden visualizar únicamente los registros de datos
propios o mostrar los registros de datos que ya no sean suministrables.
Selección de base de datos
Si el diálogo ha sido iniciado desde una página del asistente, el registro de datos se
puede seleccionar e incorporar en el proyecto con Aceptar.
47
Manual PV*SOL advanced
Si el diálogo ha sido iniciado desde el menú Bancos de datos, el registro de datos se
puede visualizar (e editar).
-> Ver à este:
Valores característicos de batería
Valores característicos de inversor de batería
Valores característicos del generador adicionales
Definición de perfiles de carga
Valores característicos del módulo FV
Valores característicos del inversor
48
5.3 Opciones
Menú Opciones
Las opciones son válidas para todos los proyectos en PV*SOL advanced , es decir,
independientes del proyecto seleccionado. Se mantienen después de cerrar el programa.
Datos del usuario
Menú Opciones > Datos del usuario
Aquí puede introducir el nombre y la dirección de su empresa, así como incorporar su
logotipo. Éstos aparecerán en la cubierta y en el encabezado de la presentación.
Opciones del programa
Menú Opciones > Opciones del programa
Aquí puede usted establecer la carpeta en que se guardarán sus proyectos.
Comprobación automática de actualizaciones: El programa puede comprobar, la primera
vez que se inicie cada día, si existen novedades o actualizaciones de las bases de datos, y
descargarlas e instalarlas previa consulta.
Podrá realizar las actualizaciones manualmente a través del menú Ayuda > Comprobar
actualizaciones.
-> Ver a este: Actualización por Internet
Mensajes de error en la ventana de indicaciones: Los mensajes aparecerán en la barra
de mensajes inferior y, además, en una ventana adicional.
Advertencias sobre la simulación en la ventana de indicaciones: Las advertencias
aparecerán en la barra de mensajes inferior y, además, en una ventana adicional.
Configuración de Proxy
PV*SOL advanced está utilizando la configuración de proxy del sistema de tu ordenador
para conectarse a la red.
Ajustes regionales
Las modificaciones que se realicen aquí no aplicarán al proyecto que tenga abierto, sino
los proyectos nuevos se crearán con estas especificaciones.
49
Manual PV*SOL advanced
-> Proceda del siguiente modo:
1. Seleccione un sistema de unidades:
- Unidades SI : todas las unidades se presentarán en sistema métrico.
- Unidades US (también: Imperial), todas las unidades aparecerán en el sistema
de unidades americano. Esto afecta a las longitudes y temperaturas, así como a las
secciones de cable (AWG).
- Unidades SI con datos métricos de longitud (American Wire Gauge, AWG) y
codifica el diámetro o sección de un cable. Esta denominación de cables suele
emplearse únicamente en los EE.UU., aunque aparece de vez en cuando en hojas
de datos europeas.
2. Seleccione País y Datos climáticos-Ubicación
El país y los datos climáticos quedarán de este modo como valores por defecto en
todos los nuevos proyectos.
3. Seleccione la región
Los nuevos proyectos se basarán en una plantilla para esta región, que contiene
especificaciones típicas, por ejemplo, para la elección del inversor adeacuado.
- Región Alemania: La carga desequilibrada máxima está limitada a 4,6 kVA. Véase
- Región EE.UU.: La tensión máxima de sistema (corriente continua) está limitada a
600V, y el cálculo se efectúa en base a las temperaturas NEC.
Reset
50
•
Restaurar las opciones de programa : Se restauran el idioma, todas las opciones y
todos los valores estándar configuradas en el estado de entrega. Esto afectará
también a valores que usted haya guardado explícitamente como valores por
defecto: Criterios de inteconexión, condiciones básicas de la interconexión de
inversores, tensión de red y la configuración de la presentación.
•
Restaurar bases de datos : La base de datos vuelve al estado de entrega. Se
perderán los registros de datos que haya creado usted mismo.
! PERO: Los proyectos que contengan registros de datos creados por usted
seguirán funcionando. Los registros de datos se volverán a crear al abrirlos.
•
Restaurar opciones y bases de datos
5.4 Menú Idioma
Aquí se determina el idioma actual.
El proyecto, por ejemplo, el nombre de las superficies de módulos, no se modifica en el
proceso. El nuevo idioma sólo se aplicará a nuevos proyectos.
51
5.5 Menú Ayuda
Menú Ayuda
En el menú Ayuda encontrará:
•
el contenido completo de la ayuda
- Por otra parte, pulsando la tecla de función F1 se abrirá el mismo archivo de
ayuda en función del contexto, es decir, se mostrará la parte del texto de ayuda
correspondiente al cuadro de diálogo en cuestión,
•
el Manual del usuario, que contiene la misma información pero destinada a su
impresión,
•
un enlace a nuestra página web Gama de productos fotovoltaicos,
•
Otros servicios web de nuestra página: tienda online, hoja de pedido, página web
de Valentin EnergieSoftware
•
la opción Comprobar actualizaciones, si desea realizar la comprobación de
actualizaciones manualmente (de lo contrario, véase Opciones > Opciones de
programa > Comprobación de actualización automática (1/día al inicia el programa)
•
El Registro del programa, para cambiar de la versión de prueba a la versión
completa del programa. El número de serie y la clave de activación se muestran
aquí.
•
Información ... sobre el programa, direcciones de contacto, copyrights, el sistema
y el registro (contrato de licencia, cambiar registro, tienda online, hoja de pedido).
52
5.5.1 Actualización por Internet
Menú Opciones > Actualización por Internet
El programa comprueba a través de Internet si hay disponible una nueva versión o base de
datos actualizada. La actualización se descarga e instala automáticamente previa
consulta. En Opciones es posible desactivar esta función.
Actualización de base de datos
Los fabricantes de módulos fotovoltaicos e inversores amplían y gestionan sus registros
de datos por Internet en nuestra base de datos online. Nosotros comprobamos estas
ampliaciones y las ponemos a su disposición regularmente en forma de actualizaciones de
la base de datos. De esta forma dispondrá siempre de los componentes actuales y válidos.
En caso de que su ordenador carezca de acceso a Internet, podrá descargar la base de
datos desde otro ordenador e importarla al suyo (en el menú Bases de datos > Importar ).
En caso de que haya una actualización disponible para el programa, deberá instalarse
antes de poderse descargar actualizaciones de bases de datos.
Actualización del programa
El programa se va ampliando con nuevas propiedades de productos y se corrigen los
errores conocidos. Estas mejoras se incluyen en lanzamientos regulares disponibles
mediante una actualización del programa.
Configuración de Proxy
PV*SOL advanced está utilizando la configuración de proxy del sistema de tu ordenador
para conectarse a la red.
53
6 Bienvenido
Página Bienvenido
Encontrará una explicación breve sobre la interfaz del programa.
A la derecha se muestran los últimos proyectos editados.
Los enlaces conducen a la Guía rápida y a la Información de programa.
-> Véase también:
•
Tecla F1 = ayuda contextual de programa
En el menú Ayuda hay enlaces a la ayuda del programa y al manual.
•
Las últimas actualizaciones del programa o las bases de datos: Vaya al menú
Ayuda > Comprobar actualizaciones.
•
Novedades de esta versión: http://www.valentin.de/en/sales-service/customerservice/release-notes
10.Jun 2013
54
7 Datos del proyecto
Página Datos del proyecto
Aquí puede introducir los datos para su proyecto:
•
Nombre del proyecto
•
Número de oferta
•
Autor
•
Fecha de puesta en marcha
Ubicación de la instalación
•
Dirección de la instalación (indicar el código postal, hacer clic en Buscar > La
localidad y el estado federado se completarán automáticamente)
Esta dirección deberá coincidir con los datos climáticos seleccionados en la
página Tipo de instalación y entorno.
! Empleando el código postal indicado, en el caso de las ubicaciones
estadounidenses se determinan las compañías eléctricas y las condiciones
de subvención para el cálculo de rentabilidad web.
Clic en : El campo Dirección mostrará el modo en que aparecerá la dirección en el
informe de proyecto.
En esta ventana podrá editarla (por ejemplo, añadiendo algo), pero los cambios que
introduzca se desharán en cuanto vuelva a hacer clic en .
•
Descripción del proyecto
•
Imagen del proyecto
Estos datos del proyecto aparecerán en la portada y en el encabezado de la presentación.
Datos del cliente
-> Proceda del siguiente modo:
1. Haga clic en el botón Datos del cliente > Editar
2. Introduzca los datos de contacto y el número de su cliente.
3. Utilice la
cliente.
4. Haga clic en
proyecto.
dirección de la instalación o introduzca usted mismo la dirección del
: Compruebe cómo se mostrará la dirección en el informe de
5. Cierre el cuadro de diálogo con Aceptar.
55
8 Tipo de instalación y entorno
Página Tipo de instalación y entorno
8.1 Datos climáticos
Con los datos climáticos se establecen los valores climáticos necesarios para calcular el
rendimiento energético anual de la instalación fotovoltaica en la simulación.
Haciendo clic en el botón Selección se abre el cuadro de selección de datos climáticos
Meteosyn, estructurado por países.
Los códigos postales y los grados de latitud y de longitud le ayudan a encontrar el registro
de datos adecuado.
Seleccione un registro de datos climáticos que se encuentre lo más cerca posible de la
ubicación de su proyecto.
Parámetros de simulación
Entrar las pérdidas de potencia:
•
Pérdidas debido a la desviación del espectro estándar AM 1.5:
el error en la adaptación del espectro modifica la curva de eficiencia del módulo,
que ha sido medida para un espectro estándar. En Europa central se calcula un
factor de corrección de 1% al año. Por favor introduzca el valor de corrección en el
campo de edición previsto para esto.
8.2 Red de CA
Página Tipo y Ambiente de Sistema > Red de CA
Aquí se especifican también las características de la red de corriente alterna. Éstas son:
1. El número de fases que conforman la red de CA. Los sistemas pequeños suelen
funcionar con una fase, los grandes, con tres. En Norteamérica también se
emplean sistemas bifásicos (también llamados de fase dividida o monofásicos de
tres hilos).
2. La tensión de red: en redes monofásicas o trifásicas, suele ser de 230 V.
En redes bifásicas con 120V se parte de la base de una topología de fase dividida,
es decir, que ambas fases, L1 y L2, presentan un desfase de 180 grados, de modo
que entre ambas existe una diferencia de tensión de 240V. Por eso es posible
conectar a éstas aparatos tanto de 120V como de 240V (consumidores,
generadores auxiliares e inversores).
56
Tipo de instalación e entorno
3. Seleccione un factor de desfase cos(phi) entre 0,8 y 1.
En caso de un cos(phi) < 1, se reducirá la potencia efectiva del inversor.
En caso de un cos(phi) de 0,95, sólo se podrá transformar en potencia efectiva el
95% de la potencia aparente del inversor. Por tanto, se debería dimensionar el
inversor con un 5% más de tamaño.
Si el dimensionamiento del inversor es demasiado pequeño, se producirán
pérdidas de rendimiento en la simulación.
4.
Active (y entrar) la Limitación del inyección en tanto por ciento de la potencia
fotovoltaica instalada.
Ejemplo: Con una potencia fotovoltaica instalada de 5kWp y una regulación al 70%,
la potencia de salida del inversor estará limitada a 3,5 kW.
Nota: La potencia de salida del inversor (CA) no es la potencia inyectada en el
punto de conexión a red. Sin embargo, la limitación exigida por la Ley de Energías
Renovables de 2012 (EEG 2012) suele lograrse simplemente mediante regulación
de la potencia de salida del inversor (CA), ya que se trata generalmente del método
más económico. Por lo demás, este método no permite emplear una potencia
fotovoltaica superior al umbral de regulación (en Alemania: 70%) mediante
consumo propio directo.
-> Encontrará más detalles sobre la regulación en: Glosario > Tensión de salida del
inversor (CA)
Se indican valores estándar que usted puede adaptar. La tensión de red se puede
almacenar como estándar, de modo que en sus nuevos proyectos siempre se indique ese
valor.
8.3 Tipo de instalación
•
Sistema
conectado a
la red con
inyección
total, es
decir, sin
consumo
propio
•
Sistema
conectado a
la red para
ubicaciones
en los
EE.UU.:
57
Manual PV*SOL advanced
determinaci
ón de
posibles
subvencione
s y de la
rentabilidad
con ayuda
de un
servicio
web.
-> véase
Rentabilidad
en EE.UU. Servicio
Web
•
Sistema
conectado a
la red con
consumidor
es eléctricos
(el
denominado
"consumo
propio") e
inyección
del
excedente
-> Se activa
la página
Consumo
.
•
58
Sistema FV
conectado a
la red con
consumidor
es eléctricos
y
instalación
de batería Inyección
del
excedente
Tipo de instalación e entorno
-> Se activan
las páginas
Consumo
y Instalación
de baterías.
El sistema
se compone
de una
instalación
fotovoltaica
con
consumo
propio y una
batería
conectada a
CA. La
rentabilidad
se debe al
ahorro en el
suministro
eléctrico y a
la
remuneració
n por
energía
inyectadaa a
la red. La
batería sólo
permite
aumentar la
cuota de
consumo
propio
59
9 Consumo
-> Requisitos:
Tipo de Sistema: - Sistema FV conectado a la red con consumidores eléctricos Inyección del excedente en la red
- Sistema FV conectado a la red con consumidores eléctricos y
instalación de batería - Inyección del excedente en la red
-> Así se define el consumo eléctrico que deberá cubrir la instalación fotovoltaica:
1. Para importar perfil de carga, haga clic
Selecciónar.
2. Indique los perfiles de carga: Haga clic
Selecciónar:
Se abrirá una ventana en la que podrá ver una lista de los consumos empleados.
-> En el menú Bases de datos > Perfiles de carga puede crear y modificar por sí
mismo perfiles de carga.
3. Para crear o modificar los consumidores: Indique los consumidores individuales,
Selecciónar :.
haga clic en
El cuadro de diálogo Definición de los consumidores eléctricos a través de
consumidores individuales se abrirá.
4. Verá un gráfico que representa el consumo total durante un año.
5. En la parte inferior de Valores de consumo y en la ventana Estado del proyecto el
consumo total.
Valores de consumo
Verá calculados: consumo total anual.
60
9.1 Importar y ajustar valores de medidos
Página Consumo > Valores de medición > Seleccionar
Aquí puede importar sus propios perfiles de carga, seleccionar perfiles de carga ya
importados y ajustarlos al proyecto.
La base de datos ya contiene algunos perfiles de carga relevantes.
-> Requisitos:
Tipo de Sistema: - Sistema FV conectado a la red con consumidores eléctricos Inyección del excedente en la red o
- Sistema FV conectado a la red con consumidores eléctricos y
instalación de batería - Inyección del excedente en la red
-> Para importar perfiles de carga, proceda del siguiente modo:
1. Acceder a la página Consumo
2. En Valores medidos, haga clic en Seleccionar
3. Haga clic en el botón
Importar perfil de carga nuevo situado arriba a la
izquierda. Se abrirá una ventana de introducción de datos.
4. Indique un nombre para el perfil de carga.
5. En caso necesario, comente las áreas de aplicación del perfil de carga.
6. Seleccione un intervalo de tiempo en minutos.
7. Seleccione una cantidad de días: 365 días o 366 días para años bisiestos.
Se muestra la cantidad de valores esperados por el programa en función del
archivo para su verificación.
8. Seleccione la unidad: kilovatios o vatios.
9. Seleccione el formato numérico:
- ####.## con punto,
- ####,## con coma o
- #.####,## con punto de millares.
10.
Seleccione el archivo.
El archivo deberá ser un archivo de texto en formato .txt o .csv.
Los datos deberán consistir en una columna de valores, sin encabezado.
11. Haga clic en el botón Leer valores.
12. Cierre el diálogo de importación.
13. Con Borrar perfil de carga podrá eliminar de la base de datos el perfil de carga
seleccionado. Sólo podrá eliminar perfiles de carga creados por usted mismo.
61
Manual PV*SOL advanced
-> Para ajustar perfiles de carga al perfil actual, proceda del siguiente modo:
1. Seleccione un perfil de carga a la izquierda. A la derecha verá los datos
correspondientes.
2. Indique el consumo energético anual del proyecto actual. El perfil de carga
ajustado se guardará en el proyecto. En la base de datos, el perfil de carga se
mantendrá sin cambios.
3. Guarde los cambios y cierre el diálogo haciendo clic en Aceptar.
62
9.2 Perfiles de carga
Página Consumo > Perfiles de carga Selección > Definición de los consumidores eléctricos por perfil de carga
A la izquierda verá una lista de consumidores, con sus nombres y consumo energético
anual,
así como la demanda energética anual calculada en base al mismo y el valor máximo por
hora. El valor máximo por hora es la máxima demanda de energía que se produce en una
hora del año.
Abajo a la derecha verá los botones
Nuevo consumidor y
Cerrar.
-> Proceda del siguiente modo:
1. Haga clic en Nuevo consumidor , para definir otro consumidor.
Se pueden definir hasta cuatro consumidores eléctricos.
2. Haga clic en el icono del consumidor eléctrico , para abrir el cuadro de diálogo
Consumidor eléctrico del consumidor seleccionado.
-> Más detalles en Perfiles de carga - Consumidores por perfil de carga
3. Repita la operación para todos los consumidores relevantes.
Entre los consumidores individuales se muestra la demanda energética anual
calculada en base a los mismos y el valor máximo por hora.
4. Abandone el cuadro de diálogo con
Cerrar.
A cada consumidor eléctrico se le asigna una tarifa de compra en el menú Condiciones
básicas > Tarifas .
63
9.2.1 Consumidor por perfil de carga
Página Consumo > Perfiles de carga Selección >
Consumidor > consumidor eléc. por perfil de carga
-> Proceda de la siguiente:
1. Haga clic en el botón Perfil de carga. Se abre una ventana en la que puede crear,
editar o eliminar perfiles de carga.
2. Definir el nombre
3. Definir la demanda de energía (consumo eléctrico anual, consumo en el fin de
semana).
4. Mediante el botón Perfiles de consumo puede cargar y editar un perfil de
consumo desde la base de datos.
5. Para eliminar un perfil de carga, marque la casilla de control Eliminar consumidor y
confirme el proceso de eliminación con Aceptar.
6. Tras hacer clic en el botón
Periodos de vacaciones se abre una ventana de
diálogo en la que puede introducir hasta tres periodos de vacaciones y poder
asignarles un consumo eléctrico en % del consumo del día laborable.
7. Haga clic en el botón
Gráfico para hacer que se muestre el perfil de consumo.
- Mediante el menú y la barra de símbolos de la ventana de diálogo se puede
ajustar la disposición del gráfico, copiar en el portapapeles el gráfico o imprimirlo.
- Utilice Archivo >, para copiar el gráfico al portapapeles o imprimirlo.
- Utilice Tabla, para exportar los valores numéricos del perfil de consumo a una
hoja de cálculo.
- También puede exportar los valores numéricos del perfil de consumo a una tabla
de cálculo.
- Para ello, haga clic con el botón derecho del ratón en el eje X y a continuación en
Cambio de escala, determine el intervalo de visualización y la anchura de la barra.
Confirme con Aceptar.
Los valores se encuentran ahora en el portapapeles y pueden copiarse en una
tabla de cálculo.
8. Confirme con Aceptar.
O:
1. Borrar il consumidore: Haga clic casilla de control
con Aceptar.
Borrar consumidor y confirme
64
Consumo: Perfiles de carga - Consumidor por perfil de carga
Definición de perfiles de carga
En menu Bases de datos > Perfiles de carga puede crear y modificar personalmente
perfiles de carga.
65
9.2.1.1
Vacaciones
Aquí pueden ser introducidos hasta tres horarios de Vacaciones.
-> Proceda de la siguiente:
1. La entrada es realizada en formato de fecha dd.mm.
En caso de no tener que definir los horarios de ferias, deberá ser introducido en el
campo de entrada “de ...hasta” la misma fecha.
2. Junto a los periodos de vacaciones será definida en esta ventana la demanda de
energía durante los periodos de vacaciones como un porcentaje del consumo de
los días hábiles.
3. Confirme con Aceptar.
66
9.2.1.2 Definición de perfiles de carga
Menú Bases de datos > Perfiles de carga
Aquí puede crear y modificar personalmente perfiles de carga.
1. En el menú del programa, seleccione la entrada Bases de datos > Perfiles de
carga, se abre la ventana de diálogo Perfil de carga eléctrica. Aquí puede cargar
perfiles de carga de la base de datos, editar perfiles de carga cargados o definir
perfiles de carga propios.
2. Haga clic en el botón Cargar, seleccione de la lista el perfil de carga que mejor
responda a sus exigencias y confirme la selección con Aceptar.
3. Introduzca un nombre para el perfil de carga en el campo de texto de la ventana de
diálogo.
4. Seleccione mediante los guiones de fichero el desarrollo diario a editar.
Verano = mayo, junio, julio, agosto
Invierno = noviembre, diciembre, enero, febrero
período de transición = marzo, abril y septiembre, octubre
5. En el campo de selección a la izquierda seleccione una hora del día. El consumo
eléctrico porcentual asociado se editará en la ventana de entrada a través del
campo de selección.
6. Repita este proceso para todas las horas que quiera editar.
7. Bajo el campo de selección se muestra la suma de los valores porcentuales del
consumo eléctrico. Esta suma debe ser del 100%. Esto se logra adaptando
manualmente los valores o con un clic en el botón Normalizar. El programa extrae
el promedio de los valores bajo consideración de sus especificaciones.
8. Mediante los botones Copiar y Añadir puede transferirse el consumo eléctrico
porcentual de un día a otro. Insertar copia datos desde el portapapeles, es decir,
que los valores pueden proceder también de otros programas como, por ejemplo,
Excel.
9. El guión de fichero Curva anual muestra el perfil de carga de todo el año, éste
también puede editarse.
10. Haga clic en Guardar y asigne un nombre a su perfil de carga personal.
A continuación puede utilizar este perfil de carga para la definición de consumo según lo
anteriormente descrito.
-> Ver á este:
Bases de datos
Crear y editar los registros de datos
67
9.2.1.3 Lista de perfiles de carga
Almacen 11.0000 m² (con climatización)
Centro de investigación
Comercio con consumo elevado, resp. predominante al atardecer, VDEW G2
Comercio con jornada laboral 8 - 18 h, VDEW G1
Comercio en régimen continuo, VDEW G3
Comercio general, VDEW G0
Complejo de viviendas
Cuartel de policía 30.000 m²
Edificio de oficinas 1.000 empleados
Edificio de oficinas 16.0000 m²
Empresas agrícolas, VDEW L0
Empresas agrícolas con actividad lechera / cría de animales como actividad secundaria,
VDEW L1
Empresas agrícolas, Resto de, VDEW L2
Escuela 10.000 m²
Escuela 18.500 m²
Escuela con piscina 21.500 m²
Finca Ghana
Fábrica de cerveza
Hogar - Valores statísticos para Alemania, VDEW H0
Hogar con pico de consumo al atardecer
Hospital 14.000 m²
Hospital 16.000 m²
Hospital 300 camas - 1
Hospital 300 camas - 4
Hospital 400 camas
Hospital 434 camas
Hospital 450 kW eléctr.
Panadería con horno, VDEW G5
Perfil de carga con consumo eléctrico constante durante todo el año
Piscina cubierta 900 m²
Pueblo con instalaciones de producción
Pueblo sin instalaciones de producción
Restaurant con climatización
Sala multifuncional 2.300 m²
68
Perfiles de carga - Lista
Servicio sólo los fines de semana, VDEW G6
Tienda / Peluquería, VDEW G4
Vivienda (Reino Unido)
Vivienda de consumo medio en Berlin
Vivienda unifamiliar Europa Central
Vivienda unifamiliar hemisferio sur
! Falta algún perfil específico? véase cap. Definición de perfiles de carga para la enseñanza
de cómo hacer su propio perfil.
69
9.2.1.4 Gráfico
El gráfico tiene un menú propio, una barra de símbolos y diversos menús de contexto que
se pueden abrir con el botón derecho del ratón. Los símbolos y los menús de contexto
dependen del objeto seleccionado. Los objetos son las curvas individuales, los dos ejes,
el campo de leyenda y el título.
La representación del gráfico se puede modificar como se desee. Encontrará una
descripción detallada en los capítulos siguientes.
Algunas características de formateado de la parte marcada de la edición de gráficos
(grupo de datos, ejes) se pueden modificar rápidamente con los símbolos del gráfico:
Barra de símbolos
Haciendo clic en el símbolo de la flecha roja puede representar el
periodo siguiente o el anterior (sólo si el intervalo de representación
es inferior a un año).
Aumenta y reduce la fuente del objeto marcado (ejes, título, leyenda).
Cambia entre la fuente normal y en negrita del objeto marcado (ejes,
curva, título, leyenda).
Cambia el tipo de fuente para todos los objetos.
La curva marcada cambia rápidamente entre la representación de
línea y barras.
El campo de dibujo se pone en cuadrícula de acuerdo con el eje
marcado.
A través del portapapeles se pueden copiar los valores a otros
programas y, por ejemplo, editarlos en Excel.
Editar el gráfico por la impresora.
9.2.1.4.1 Periodo de indicación
Diagramas: Menú Visualizar
En Visualizar puede determinar el periodo que se va a representar en los ejes de tiempo.
Puede seleccionar entre día, semana, mes y año. Una indicación diferente (por ejemplo,
dos meses) se puede seleccionar en Ejes / formatear eje x.
9.2.1.4.2 Opciones
Diagramas: Menú Opciones
Leyenda: aquí se puede seleccionar si se va a representar la leyenda o no.
70
Consumo: Perfiles de carga - Gráfico
• Título: aquí se puede seleccionar si se va a representar el título de la leyenda o no.
9.2.1.4.3 Imprimir
Aparece el diálogo habitual de Windows de configuración de la impresora, en el que puede
seleccionar una impresora con su configuración.
9.2.1.4.4 Título
Diagramas: Menú Curvas > Título o menú de contexto
Haciendo clic en el marco rectangular del campo del gráfico se abre una ventana de
diálogo en la que puede introducir un nuevo título para el gráfico. Después de cerrar la
ventana de diálogo, este título se representa en la edición del gráfico. Ahora puede mover
el título con el ratón al lugar que desee dentro del gráfico.
9.2.1.4.5 Curvas
Diagramas: Menú Curvas o menú de contexto
En el menú de gráficos Curvas se indican todos los grupos de datos seleccionados y se
pueden formatear. Los formateados seleccionados actualmente están señalados con
marcas en los puntos del menú.
Los grupos de datos individuales representados y los ejes x e y también se pueden marcar
en el gráfico haciendo clic una vez con el botón izquierdo del ratón. La marca se señala
mediante puntos en el gráfico. En las curvas y en el eje x, para marcar hay que hacer clic
siempre por debajo de la línea y en el caso del eje y hay que hacer clic a la izquierda del
eje.
Si se representan varios ejes y, se señala debajo de cada eje y el color de la curva que le
pertenece, para permitir la asignación.
Haciendo doble clic en el eje x y en el eje y se abren los diálogos Formatear el eje x y
Formatear el eje y.
Haciendo clic con el botón derecho del ratón se abre un menú de contexto para los ejes y
las curvas con los comandos de menú para el objeto actual.
La escala de los ejes y la posición del cruce de los ejes se pueden modificar libremente.
Intervalo de indicación desde 1 día hasta 1 año. Todos los ejes y las leyendas de los ejes se
pueden formatear y mover.
Eje Y propio: Asigne al grupo de datos seleccionado otro eje Y. Aparece el diálogo para la
escala del nuevo eje.
Haga clic en las posibilidades de selección negrita o normal, línea o barras, para
representar la curva del modo correspondiente.
En Cambiar el color puede asignar otro color a la curva.
71
Manual PV*SOL advanced
invisible: esta selección hace que no se visualice la curva seleccionada. La curva no se
borra, sino que se puede volver a hacer visible seleccionando de nuevo este punto. Al
menos una curva debe estar siempre visible.
Para acceder a este submenú también puede marcar la curva que desee y pulsar el botón
derecho del ratón, o bien utilizar los botones de símbolos.
9.2.1.4.6 Eje X
Gráficos: Menú Ejes > Eje x o menú de contexto
En esta ventana de diálogo se define el periodo que se va a representar en un diagrama y
el periodo para el cual se suman o se promedian los valores del grupo de datos.
Aquí aparecen diferentes diálogos dependiendo de si el gráfico consiste en una
representación temporal o no.
Figura : Escala del eje x (representación
temporal)
72
•
Ancho de la barra: En ancho de la barra se determina el periodo de indicación en el
que se agrupan los datos. Dependiendo de la unidad que haya seleccionado, los
valores de los grupos de datos en ese intervalo se suman (energías) o se
promedian (potencias, temperaturas).
•
Indicación desde: Aquí se introduce el momento del año en el que va a comenzar
la representación de los grupos de datos (con formato de fecha).
•
Intervalo de indicación: En Intervalo de indicación se define el periodo que debe
representarse en el gráfico. Con la selección día, semana, mes, año, además del
intervalo de tiempo se establece también la separación y la rotulación del intervalo
principal del eje x.
Consumo: Perfiles de carga - Gráfico
9.2.1.4.7 Eje Y
Gráficos: Menú Ejes > Eje y o menú de contexto
Figura : Casilla de
entrada para formatear
el eje y
Se puede acceder a los diálogos de escala de los ejes a través del menú de gráficos Ejes,
haciendo doble clic en el eje o, con el eje seleccionado, a través del menú de contexto
Escala, que se abre con el botón derecho del ratón.
En esta ventana de diálogo se formatea el eje Y marcado.
Unidad: En Unidad se selecciona la unidad en la que se deben representar el eje y, así
como sus curvas correspondientes. Si marca la casilla de selección posicionar a la
derecha, el eje y se coloca en el margen derecho del diagrama.
Posición del eje x: Aquí se define el punto de corte del eje x con el eje y. Si selecciona
Mínimo, el eje x se colocará en el margen inferior del eje y. Por el contrario, si selecciona
Máximo el eje x se colocará en el margen superior del eje y. En caso de que desee
determinar libremente la posición del eje x, escriba el valor deseado para el valor de y en
la casilla el eje x corta en.
Escala automática: Si está marcada esta casilla, la escala del eje se selecciona
independientemente de las entradas de abajo utilizando los valores mínimo y máximo de
las curvas correspondientes al eje y. Si se modifica el intervalo de indicación del eje x, se
actualiza la escala.
Si se modifican los siguientes valores de la escala, se desactiva inmediatamente la escala
automática. En tal caso, se aplica la escala introducida para cada intervalo de indicación
del eje x. Esto es razonable, sobre todo, para la comparación rápida de diferentes
intervalos de indicación.
Valor mín.: Se introduce el valor más bajo a representar en la unidad seleccionada
actualmente.
73
Manual PV*SOL advanced
Valor máx.: Se introduce el valor más alto a representar en la unidad seleccionada
actualmente.
Intervalo principal: Definición de los intervalos rotulados. Se introduce el intervalo en la
unidad seleccionada actualmente.
Subintervalo: Definición de la subdivisión de los intervalos principales. Se introduce el
intervalo en la unidad seleccionada actualmente.
Líneas de rejilla: Se trazan líneas auxiliares de puntos o continuas a la altura de los
intervalos principales.
9.2.1.4.8 Leyenda
Diagramas: Menú Curvas > Leyenda o menú de contexto
En la leyenda se asignan todos los grupos de datos representados a la correspondiente
representación.
Detrás del nombre respectivo del grupo de datos, en caso de que se representen energías,
se indica la suma de la energía en el periodo representado.
Si se representan potencias, temperaturas, velocidades del viento y magnitudes de
valoración (cobertura, razón de utilización y rendimientos), se indican los valores en
promedio en el periodo representado.
El campo de la leyenda se puede marcar y mover.
9.2.1.4.9 Campo de coordenadas
En la barra al pie de la edición del gráfico hay una casilla que indica las coordenadas
actuales cuando el puntero del ratón se encuentra dentro del diagrama. Se indican la
fecha y la hora, así como el valor de x correspondiente de la posición del puntero del
ratón.
74
9.3 Consumidores individuales
Página Consumo > Perfiles de carga Selección > Definición de la carga electrica por consumidores individuales
Para cada uno de los grupos de consumidores pueden indicarse consumos a través de
consumidores individuales.
-> Proceda del siguiente modo:
1. Haga clic en el botón
Nuevo para crear un nuevo consumidor individual,
Cargar para cargar un consumidor individual ya definido o
Eliminar para eliminar un consumidor individual.
2. El consumidor individual seleccionada se muestra a la izquierda.
Para definir las propiedades adicionales de un consumidor individual, haga clic en
el gráfico de la izquierda junto al nombre del consumidor individual. Se abre la
ventana de diálogo Consumidores individuales.
-> Aquí puede: Definición carga por consumidores individuales
3. Sotto los consumidores individuales se muestra la demanda energética anual
calculada en base a los mismos y el valor máximo por hora.
El valor horario máximo es la mayor demanda energética que se produce en una
hora del año.
4. Abandone el cuadro de diálogo con
Cerrar.
75
9.3.1 Cargas individuales
Seite Verbrauch > Einzelverbraucher Auswahl > Definition der elektrischen Verbraucher über Einzelverbraucher >
Einzelverbraucher
-> Proceda del siguiente modo:
1. Asignar un nombre para el consumidor individual
y seleccione uno. Los diversos
2. Abra la lista de Tipos del consumidor individual
tipos representan diversos tiempos de funcionamiento, por lo que se muestran
contenidos distintos en los cuadros de diálogo:
Carga que no depende del usuario (p. ej., refrigerador)
Carga que dependen del usuario (p. ej., televisor)
Carga de uso breve (p. ej., máquina de café)
Luz
3. A su vez, puede indicar la potencia [W], la potencia Standby [W] y la demanda de
energía anual [kWh]
4. Periódos de operación:
En función de la selección del tipo se mostrarán en la zona inferior de la ventana de
diálogo posibilidades de definición temporales con las que puede describirse el
comportamiento de consumo individual del consumidor particular:
Tipo
Definición: Periódos de operación
todos los días igual
/ Días
Carga que no depende del usuario
Consumidores dependientes del
usuario
365
Días
24 horas Día
x
x
x
Carga de uso breve
x
x
Luz
x
x
x
x
5. Haga clic en Guardar para guardar sus datos.
6. Deja el diálogo con Aceptar.
76
9.3.1.1
Consumidor individual: carga independiente del usuario
Una carga independiente del usuario no puede ser conectada y desconectada por el
usuario en caso de necesidad, sino que funciona por largos períodos de tiempo
automáticamente. Por ejemplo refrigerador, congelador.
Potencia: Potencia in [W]
Potencia Standby: El registro es posible solamente cuando se trata de una carga
continua.
Demanda de anual de energía: La demanda anual de energía es la de energía
demandada por la operación sin interrupciones durante todo el año.
Períodos de operación:
La carga puede ser definida como carga continua o a través de los intervalos, durante los
cuales está conectada.
Carga de uso continuo: La carga está continuamente conectada.
Conectar cada: Definición de los intervalos durante los cuales la carga será conectada.
77
9.3.1.2
Consumidor individual: Carga que depende del usuario
Una carga que depende del usuario es conectada y desconectada en periodos
determinados por el usuario. Por ejemplo Televisor, ordenador.
Potencia: Potencia in [W]
Potencia Standby: Registro solamente para determinadas cargas. La Potencia- Standby
está siempre activa fuera del horario de funcionamiento.
Períodos de operación:
Hora: Las horas de operación son definidas pulsando en los campos (campo en verde
= en funcionamiento)
Todos son iguales: Si el marcador es retirado, entonces pueden ser definidos
diferentes horarios de funcionamiento para cada día de la semana.
Sin otras restricciones: Las horas de operación valen como fueron definidas con la
hora.
solamente por la noche: Las horas de operación valen solamente cuando
simultáneamente la irradiación global es mayor que cero.
solamente por el día Las horas de operación valen solamente cuando
simultáneamente la irradiación global es igual a cero.
en servicio: Clic en el campo de mes o
día
(verde)
fuera de servicio: Clic en el campo de mes o
día (blanco)
en servicio: Clic en el campo de horas
(verde)
fuera de servicio: Clic en el campo de
horas (blanco)
78
9.3.1.3
Consumidor individual: carga de uso breve
Una carga breve es una carga que depende del usuario, esta conectada generalmente
menos de una hora. Por ejemplo: plancha, máquina de café, etc.
Potencia: Potencia in [W]
Potencia Standby: Registro solamente para determinadas cargas. La Potencia- Standby
está siempre activa, fuera del periodo de operación.
Períodos de operación (per uso):
•
el tiempo de uso o
•
el consumo de energía
Uso por hora:
•
Todos son iguales: Si el marcador es retirado, entonces pueden ser definidos
diferentes horarios de funcionamiento para cada día de la semana.
•
Entrada en la barra de las horas. Para especificar el uso para cada hora de cada día
de la semana deberá ser retirado el marcador.
79
9.3.1.4
Consumidor individual: Luz
Como iluminación es definida una carga que será encendida en función de la claridad.
Potencia: Potencia in [W]
Potencia Standby: Entrada solamente para determinadas cargas. La potencia- Standby
está siempre activa fuera del periodo de operación.
Períodos de operación:
Hora: Las horas de operación son definidas pulsando en los campos (campo en verde
= en funcionamiento)
Todos son iguales: Si el marcador es retirado, entonces pueden ser definidos
diferentes horarios de funcionamiento para cada día de la semana.
sin otras restricciones: Los horarios de operación valen como fueron definidos con
la hora.
en oscuridad total: Las horas de operación dadas valen solamente cuando
simultáneamente la irradiación global es igual a cero.
al anochecer/amanecer: Las horas de operación dadas valen solamente cuando
simultáneamente la irradiación global es inferior a 20 W/m².
con tiempo nublado: Las horas de operación dadas valen solamente cuando
simultáneamente la irradiación global es inferior a 50 W/m².
80
10 Módulos fotovoltaicos
Página Módulos FV > Superficie del módulo i
En esta página puede seleccionar módulos de la base de datos y fijar los parámetros para
sus superficies.
-> Proceda del siguiente modo:
1. Nombre la superficie del módulo en la lista de árbol a la izquierda . Puede instalar,
copiar o borrar más superficies de módulos mediante la lista de herramientas o
iconos.
2. Datos del módulo: Seleccione aquí un módulo fotovoltaico:
Haga clic en el botón Selección para abrir la base de datos de módulos
fotovoltaicos.
-> Véase también: Selección de bases de datos
Seleccione un tipo de módulo fotovoltaico.
Se indican el tipo y la potencia nominal. Recibirá otros parámetros de este módulo
haciendo clic en .
! Los fabricantes mantienen y amplían regularmente sus registros. Recibirá los
últimos registros en Actualizar base de datos.
3.
Entrada de la superficie fotovoltaica con asignación gráfica del tejado:
a. En Entrada de la superficie del módulo, seleccione la opción
gráfica.
Se mostrará la vista reducida y la distribución del tejado.
Asignación
b. Para determinar el número de módulos fotovoltaicos introduciendo la
distribución del tejado con los correspondientes objetos de bloqueo, haga
Entrada.
clic en el botón
-> proceda del siguiente: Distribución del tejado
3. o:
Entrada de la superficie fotovoltaica con entrada de datos de directa:
a. En Entrada de la superficie de los módulos: Seleccione Entrada directa de
datos.
Defina los parámetros de situación de montaje, inclinación, orientación y
número de módulos.
b. Indique el Número de módulos (máximo = 1000 módulos).
81
Manual PV*SOL advanced
c. Haga clic en el enlace potencia del generador deseada.
- Indique el valor.
- Confirme con Aceptar.
d. Haga clic en el enlace Proporción deseada con respecto al consumo.
- Indique los valores:
Inyección total en la red:
- Proporción de la energía FV (CC) para el consumo
- Consumo anual
Inyección del excedente en la red
- Proporción de la energía FV (CC) para el consumo
- Periodo de consideración
- Confirme con Aceptar .
Para ello, se calcula el rendimiento energético de un módulo.
e. La orientación describe la posición de la superficie de los módulos con
respecto a la dirección. Es independiente de la ubicación relevante para los
datos climáticos, es decir, es igual para el hemisferio norte y el hemisferio
sur.
La rosa nautica representa su configuración.
El acimut depende de los datos climáticos exactos de la ubicación
seleccionada en el apartado Datos climáticos de la página Tipo de
instalación y entorno . Describe la variación de la normal de la superficie
del módulo con respecto al sur (en el hemisferio norte) o al norte (en el
hemisferio sur). Tiene un valor de 0° (en el hemisferio norte) cuando la
superficie está orientada de modo exacto hacia el cénit.
Orientación
Acimut
Hemisferio Hemisferio
Norte
Sur
Norte
0
180
0
Este
90
-90
90
Sur
180
0
180
Oeste
270
90
-90
PV*SOL advanced reconoce en los registros de datos climáticos, que
incluyen el dato de latitud, si la instalación se encuentra en el hemisferio
norte o sur.
82
Módulos fotovoltaicos
f.
La inclinación de los módulos fotovoltaicos describe el ángulo entre la
horizontal y la superficie del módulo:
•
0° se corresponde con un montaje en horizontal,
•
90° con un montaje en vertical.
g. Seleccione un Situación de montaje :
•
Paralelo al la cubierta, si los módulos se montan con cierta
distancia a la cubierta del tejado.
•
Integrado cubierta, con ventilación trasera, si la instalación se va a
montar sobre una subestructura paralela a la cubierta del tejado. La
ventilación trasera sirve para refrigerar los módulos y aumentar así
la potencia.
•
Integrado cubierta, sin ventilación trasera, si los módulos forman la
cubierta del tejado.
•
Sobre soporte - tejado , si los módulos se van a montar sobre un
soporte por encima del tejado .
•
Sobre soporte - superficie libre , si los módulos se van a montar
sobre un soporte a nivel del suelo .
4. Parámetros de simulación
Durante la operación real ocurren pérdidas:
3.
o
Las pérdidas en diodos
Las pérdidas por la caída de tensión en los diodos de los módulos pueden
ser casi siempre ignoradas.
o
Pérdida por error de adaptación o bajo rendimiento debido a la desviación
de los datos del fabricante:
A pesar de tener la misma irradiación y temperatura, es posible que sean
alcanzados, en módulos, diferentes puntos máximos de potencia MPP
(error de adaptación) o que los módulos no alcancen toda la potencia dada
(bajo rendimiento). Las pérdidas producidas pueden ser de 1 a 5 % ( Aquí
no se refiere a los efectos de error de adaptación). Estos efectos acontecen
cuando diferentes módulos, o sea generadores, son conectados con un
inversor. Estas pérdidas son calculadas durante la simulación.
83
Manual PV*SOL advanced
o
Reflexión del Suelo (Albedo)
La Reflexión del Suelo será calculada en el procesador de radiación. A
través de la reflexión de la radiación del suelo o de las proximidades, la
irradiación del generador FV aumenta. En una superficie de nieve el Albedo
es de 80%. Para nuestro grado de latitud el Albedo es de 20%. -> Tabla de
Albedo
Entrar albedo anual
o entrar albedo mensuales .
o
Pérdida de potencia por ensuciamiento de modulos FV
Las pérdidas de potencia por ensuciamiento pueden ser ignoradas a partir
de un cierto ángulo de inclinación (aprox. 20%)
Entrar pérdidas anual por ensuciamiento
o entrar pérdidas mensuales por ensuciamiento
5. Con Photo Plan puede usted generar una vista del edificio con módulos
fotovoltaicos. Podrá añadir esta vista a la presentación para el cliente.
En Photo Plan - Vista preliminar de fotos de la ocupación del tejado , haga clic
en el botón Editar.
-> proceda del siguiente: Photo Plan
Se calculará y mostrará la potencia de generador fotovoltaico correspondiente.
84
10.1.1 Distribución del tejado con Photo Plan
Instalación 2D > Datos técnicos > Generador FV > Generar vista previa de la distribución del tejado con Photo Plan
Página Módulos FV > Vista previa de la distribución del tejado con Photo Plan
Con Photo Plan puede elaborar un plano fotorrealista de sus superficies de tejado. Se
calculan el número de módulos, la inclinación y las coordenadas de las superficies de
módulos. Usted puede aplicar esos valores. Sin embargo, no es obligatorio que acepte el
número de módulos del proyecto (por ejemplo, si en la vista previa hay módulos ciegos).
Photo Plan incluye una sección de ayuda que se puede consultar directamente desde el
mismo.
-> Proceda del modo siguiente:
1. Se abrirá el programa Photo Plan.
2. Sobre el manejo de Photo Plan hay dos manuales detallados en vídeo (véase
abajo). Se recomienda ver el vídeo introductorio.
Photo Plan sólo está disponible en Alemán e Inglés.
3. Con unas pocas entradas sencillas relativas a la geometría del tejado es posible
hacerse una idea del aspecto futuro de las superficies de tejado. Únicamente
necesita una foto del tejado. Photo plan adopta desde PV*SOL advanced las
medidas de los módulos seleccionados.
4. Aquí puede exportar el tejado ocupado con algunos módulos termosolares en
forma de proyecto de Photo Plan e importarlo en PV*SOL para ocupar el resto de la
superficie con módulos fotovoltaicos en PV*SOL. Naturalmente, también funciona
al revés.
5.
6. Además se pueden incluir y representar tragaluces de la empresa Velux® y tejas de
la empresa Braas®.
7. La foto final, la cantidad de módulos y la inclinación de los módulos se envían a
PV*SOL advanced.
èVéase también Photo Plan vìdeos en Ingles:
•
Photo Plan - Vídeo introductorio: http://valentintutorials.s3.amazonaws.com/PhotoPlanTutorials/EN/PhotoPlan_EN_1/PhotoPlanE
N1.html
•
Photo Plan - Funcionalidades avanzadas: http://valentintutorials.s3.amazonaws.com/PhotoPlanTutorials/EN/PhotoPlan_EN_2/PhotoPlanE
N2.html
85
Manual PV*SOL advanced
Antes
86
Después
10.2 Asignación gráfica - Visualización de tejado
Sistema > Datos técnicos > Generador > (Potencia del generador) Potencia a partir de superficie
tejado > Parámetros tejado > Distribuir automáticamente (menú contextual de visualización de
tejado)
Página Módulos FV > (Entrada de la superficie fotovoltaica)
Asignación gráfica > Entrada
La distribución automática del tejado muestra el proyecto de tejado actual, incluyendo las
superficies de distribución y bloqueadas.
-> Requisito:
1. En página Módulos FV, en Entrada de la superficie fotovoltaica, seleccione la
opcion
Asignación gráfica
2. Haga clic en
Entrada.
-> Requisito:
1. En el cuadro de diálogo Instalación > Datos técnicos > Generador seleccione, en el
área de potencia del generador la opción Calcular la potencia según la superficie
del tejado.
La secuencia de trabajo es la siguiente:
1. Introduzca las dimensiones, orientación e inclinación del tejado.
2. Defina las áreas bloqueadas.
3. Determine la situación de montaje de los módulos fotovoltaicos.
4. Cubra el tejado con módulos fotovoltaicos.
5. Introduzca las dimensiones, orientación e inclinación del campo de distribución.
-> Proceda del siguiente modo:
1. Mire la vista del tejado. Introduzca las chimeneas y otras superficies bloqueadas
como nuevos objetos 2D, así como los márgenes.
•
Las superficies de ocupar y áreas bloqueadas pueden desplazarse
mediante arrastrar y soltar.
•
Al seleccionar un objeto 2D, se mostrarán sus vértices, que podrá editar en
el campo de entrada.
87
Manual PV*SOL advanced
•
La rosa de los vientos que aparece en la esquina superior
derecha de la imagen muestra el punto cardinal hacia el que
está orientado el tejado (flecha del color del tejado). La
orientación de módulos montados sobre soportes (flecha
azul) puede ser distinta a la del tejado.
2. Haga clic en la superficie del tejado y abra el menú contextual con el botón
derecho del ratón.
3. Seleccione Distribuir automáticamente o Editar distribución.
Para editar las formaciones de módulos, dispone usted de las siguientes
combinaciones de teclas rápidas:
•
CTRL + botón izquierdo del ratón: Selección múltiple
•
SHIFT + botón izquierdo del ratón: Selección de una fila de módulos
•
ALT + botón izquierdo del ratón: Selección de una columna de módulos
4. Amplíe o reduzca la vista del tejado con ayuda del botón central o la ruedecilla del
ratón.
88
10.2.1 Vista del tejado - Barra de herramientas
Sistema (2d) > Datos técnicos > Generador > Parámetros tejado
Página Módulos FV > ( Entrada de la superficie fotovoltaica)
Asignación gráfica > Entrada
Crear nuevo objeto en 2D
Mediante el botón Crear nuevo objeto en 2D se accede al diálogo Nuevo objeto en 2D.
Allí tendrá la posibilidad de definir nuevas superficies de tejado, bloqueadas o a
ocupar.
Copiar objeto en 2D
Una vez seleccionada una superficie a ocupar o una superficie bloqueada, es posible
copiarla en memoria haciendo clic en el botón Copiar objeto en 2D (alternativamente
Ctrl + C). A continuación, inserte la superficie a ocupar o bloqueada copiada en su
superficie de tejado mediante un clic con el botón derecho en Insertar
(alternativamente Ctrl + V).
Eliminar objeto en 2D
Haciendo clic en el botón Eliminar objeto en 2D (alternativamente tecla Suprimir) es
posible borrar objetos seleccionados tales como superficies a ocupar, bloqueadas,
módulos o formaciones de módulos.
Eliminar todas las superficies a ocupar
¡Atención! Al hacer clic en el botón Eliminar todas las superficies a ocupar se borrarán
todas éstas.
Eliminar todos los objetos en 2D (excepto tejado)
Al hacer clic en este botón se borrarán todos los objetos en 2D con excepción de la
superficie de tejado.
Aumentar la vista
Con este botón se aumenta la vista de la superficie de tejado.
Disminuir la vista
Con este botón se reduce la vista de la superficie de tejado.
Seleccionar la vista óptima de zoom
Al hacer clic en este botón se ajusta el factor óptimo de zoom.
89
Manual PV*SOL advanced
Mostrar la inclinación del módulo
La flecha señala el lado inferior del módulo:
en módulos de la cubierta del tejado
en módulos inclinados y montados sobre soportes
Coordenadas
Además es posible leer bajo Coordenadas la posición actual del puntero del ratón, por
ejemplo para averiguar la posición del punto de un objeto.
Distancia Punto i
El área derecha de la barra de herramientas indica la distancia desde el punto
seleccionado de una superficie a ocupar o superficie bloqueada a los límites
exteriores de la superficie de tejado.
90
10.2.2 Vista de árbol
Sistema (2d) > Datos técnicos > Generador > Parámetros tejado
La vista de árbol le proporciona una vista general de los objetos en 2D utilizados en su
instalación fotovoltaica.
Haciendo clic con el botón izquierdo del ratón en un elemento de la estructura se
marcará el objeto en 2D observado,
mientras que un clic con el botón derecho en un objeto en 2D de la vista de árbol
provocará la apertura de un menú contextual emergente con todas las funciones
disponibles respecto al objeto en 2D seleccionado.
91
10.2.3 Nuevo objeto en 2D
Sistema > Datos técnicos > Generador > Parámetros tejado >
Nuevo objeto en 2D
Página Módulos FV > (Introducción de la superficie de módulo)
distribución gráfica > Introducción
Aquí puede definir nuevos objetos en 2D para su proyecto.
-> Proceda del siguiente modo:
1. Haga clic en el botón
. Se abrirá el cuadro de diálogo "Nuevo objeto en 2D" .
2. Seleccione en primer lugar, arriba a la izquierda, un
superficie de tejado,
área bloqueada o
superficie a ocupar.
tipo de objeto:
3. A continuación, indique en Denominación un nombre para su nuevo objeto en 2D.
4. Dependiendo del tipo de objeto seleccionado, existen diversas formas estándar y
opciones para el nuevo objeto en 2D:
92
10.2.3.1 Nueva superficie de tejado
Sistema > Datos técnicos > Generador > Parámetros tejado >
Página Módulos FV > (Entrada de la superficie fotovoltaica)
Superficie de tejado
Nuevo objeto en 2D >
Nueva superficie de tejado
Asignación gráfica > Entrada >
Nuevo objeto 2D >
-> Proceda de la siguiente:
1. Asigne un nombre al tejado..
2. Accede a la ventana Distancias del borde. Aquí es posible definir superficies
bloqueadas para los bordes de su tejado.
3. Se dispone de diversas formas geométricas estándar para el diseño de una nueva
superficie de tejado:
Rectángulo
Trapecio
Triángulo
4. Entre las dimensiones de la figura.
5. Para superficies de tejado sencillas, sin superficies bloqueadas ni márgenes:
Seleccione la opción Cubrir tejado al máximo, para proveer la nueva superficie
de tejado de una superficie de distribución de su mismo tamaño.
6. Repita la operación, en caso necesario, para las
superficies a ocupar.
áreas bloqueadas y
7. Abandone el cuadro de diálogo con Aceptar.
El tejado se representará del modo correspondiente.
93
10.2.3.2 Nueva área bloqueada
Sistema > Datos técnicos > Generador > Parámetros tejado >
Página Módulos FV > (Entrada de la superficie fotovoltaica)
Nuevo objeto en 2D >
Àrea bloqueada
Asignación gráfica > Entrada >
Nuevo objeto 2D >
Àrea
bloqueada
-> Requisitos:
Se ha definido la
Superficie de tejado.
-> Proceda de la siguiente:
1. Introduzca bajo Denominación un nombre.
2. Se dispone de diversas formas geométricas estándar para el diseño de una nueva
superficie de tejado:
Rectángulo
Trapecio
Triángulo
Círculo
3. Entre las dimensiones de la figura.
4. Repita la operación, en caso necesario, para las
superficies de ocupar.
5. Abandone el cuadro de diálogo con Aceptar.
El tejado se representará del modo correspondiente.
94
10.2.3.3 Nueva superficie a ocupar
Sistema > Datos técnicos > Generador > Parámetros tejado >
Página Módulos FV > (Entrada de la superficie fotovoltaica)
Nuevo objeto en 2D >
Àrea bloqueada
Asignación gráfica > Entrada >
Nuevo objeto 2D >
Superficie a ocupar
-> Requisitos:
1. Se ha definido la
Superficie de tejado.
2. Se ha definido la
Àrea bloqueada.
-> Proceda de la siguiente:
1. Introduzca bajo Denominación un nombre.
2. Se dispone de diversas formas geométricas estándar para el diseño de una nueva
superficie de tejado:
Rectángulo
Trapecio
Triángulo
3. Entre las dimensiones de la figura.
4. O, si es necesario, seleccione la opción
"Adaptar a la superficie del tejado".
La nueva superficie a ocupar mantiene la forma y las dimensiones de la superficie
de tejado existente.
95
Manual PV*SOL advanced
5. O seleccione la opción
"En función del número de módulos":
El tamaño de la nueva superficie de distribución se determinará en base a los
módulos fotovoltaicos fijados actualmente.
Indique a tal efecto el número de filas (eje X) y columnas (ejeY) de la formación de
módulos planificada.
Se mostrará la potencia resultante de la formación de módulos.
6. Seleccione la opción "Distribuir a continuación" para hacer que la superficie de
distribución se ocupe automáticamente con módulos fotovoltaicos al abandonar el
cuadro de diálogo.
7. Abandone el cuadro de diálogo con Aceptar.
El techo se representará del modo correspondiente.
96
10.2.4 Editar coordenadas, posición, y tipo de montaje
Sistema (2d) > Datos técnicos > Generador > Parámetros tejado
Página Módulos FV > (Entrada de la superficie fotovoltaica)
tejado) > (campo de introducción de abajo)
Asignación gráfica > Entrada > (Seleccionar superficie de
El campo de introducción de debajo de la visualización del tejado varía dependiendo del
tipo de objeto seleccionado en la vista de árbol:
Tejado actual
1. Seleccione en la vista de árbol Tejado actual . En el campo de introducción se
mostrarán todos los rótulos de las demarcaciones del tejado y el color actual del
tejado.
2. Puede modificar los rótulos.
3. Haga clic con el botón derecho del ratón en el punto del color del tejado de la
sección Color del tejado si desea seleccionar otros colores.
Superficie del tejado
1. Seleccione un objeto del tejado en la vista de árbol (por defecto: vista del tejado).
En el campo de introducción se muestran las coordenadas de los puntos de dicho
objeto.
2. Usted puede editar las coordenadas de puntos individuales del objeto
seleccionado.
3. Puede
introducir puntos o
4. Haciendo clic en el botón
eliminarlos.
se accede a la ventana Distancias del borde.
5. A su derecha puede indicar el orientación y la inclinación del tejado. La rosa de los
vientos con la flecha del color del tejado muestra la orientación del tejado.
Superficie bloqueada
1. Seleccione una superficie bloqueada en la vista de árbol.
97
Manual PV*SOL advanced
2. Usted puede editar las coordenadas de puntos individuales del objeto
seleccionado.
3. En Entrar posición puede introducir la posición del objeto completo seleccionado.
Superficie de ocupar
1. Seleccione una superficie a ocupar en la vista de árbol.
2. Usted puede editar las coordenadas de puntos individuales.
(a la derecha, junto a las coordenadas) se accede al cuadro
3. Pulsando el botón
de diálogo Distribución de los módulos.
4. Edite la posición de la superficie de distribución y la posición del campo de
módulos fotovoltaicos como sea necesario.
5. Seleccione un tipo de montaje:
o
Integrado en el tejado - sin ventilación trasera
o
Integrado en el tejado - con ventilación trasera
o
Paralelo al tejado
o
Sobre soportes - Tejado
o
Sobre soportes - Campo abierto
6. Módulos FV integrada: acimut del módulo y inclinación del módulo ß1 se muestra
y se ajustan al ángulo del superficie del tejado (véase más arriba).
98
Tejado - Editar coordenadas, posición, y tipo de montaje
7. Módulos fotovoltaicos sobre soportes:
- Indique el acimut del módulo.
Si gira usted los módulos, volverá a calcularse la distribución de los mismos.
- Indique la inclinación del módulo ß1. Cuanto mayor sea la inclinación, más
módulos cabrán en la superficie:
30°:
85°:
Si cambia la inclinación del módulo, deberá ajustar la distancia entre soportes
para minimizar el ensombrecimiento de la fila posterior. -> Ver à este: Distribución
de módulos
- Haga clic en
, para ver más ángulos y dimensiones en la ventana Distancia
entre filas.
- Seleccione la opción Orientar al borde del tejado para ordenar los módulos de
modo paralelo al borde del tejado:
antes:
después:
Se calculan la orientación al borde del tejado y el ángulo de montaje sobre
soportes.
99
10.2.5 Distancias del borde
Sistema (2d) > Datos técnicos > Generador > Parámetros tejado > Menú contextual (tejado)
Página Módulos FV > (Entrada de la superficie fotovoltaica)
Distancias del borde
Asignación gráfica > Entrada > (Seleccionar superficie de
tejado) > Distancias del borde
La ventana Distancias del borde le permite definir superficies bloqueadas de un ancho
determinado para los bordes de su tejado.
-> Proceda de la siguiente:
1. Seleccione la superficie de tejado en la vista de árbol.
2. Y haga clic en el botón Distancias del borde
en el campo de entrada.
3. Si desea definir distancias del borde regulares para todos los límites de su tejado,
utilice la opción Para todos los cantos situada en el área derecha de la ventana e
introduzca un número.
4. En el área izquierda de la ventana tendrá la posibilidad de definir las distancias del
borde de modo separado para cada canto de tejado.
5. Cierre la ventana con Aceptar.
100
10.2.6 Avisos
Sistema (2d) > Datos técnicos > Generador > Parámetros tejado > Avisos
Página Módulos FV > (Entrada de la superficie fotovoltaica)
tejado) > Avisos
Asignación gráfica > Entrada > (Seleccionar superficie de
En el área de avisos se muestran las informaciones siguientes:
1. Tipo de situación de montaje
2. Potencia del generador FV
3. Número de módulos
Además, aquí se muestran los avisos referentes a posibles conflictos relativos a la
ocupación del tejado.
1. No existe ningún conflicto.
2. Un campo a cubrir coincide con un campo cerrado.
3. Como mínimo un módulo de un campo a cubrir se encuentra fuera de la superficie
de tejado.
4. Los módulos de varias superficies a ocupar se solapan.
101
10.2.7 Distribución de módulos
Sistema (2d) > Datos técnicos > Generador > Parámetros tejado > Menu contextual (tejado)
Vista del tejado > Superficie a ocupar i > Menú contextual
Procesar la distribución
Procesar la distribución
-> Condiciones
La orientación de los módulos fotovoltaicos podrá desviarse como máximo 10º del eje
norte/sur.
La inclinación de los módulos fotovoltaicos y la inclinación del tejado no deberán ser
idénticas.
La inclinación de los módulos fotovoltaicos no deberá ser menor a la inclinación del
tejado, a no ser que el tejado se encuentre a 180º de rotación respecto a los módulos
fotovoltaicos (por ejemplo, en el caso de tejados orientados hacia el norte).
La inclinación del tejado no deberá ser mayor a la elevación solar máxima (el 21 de
diciembre a las 12 del mediodía).
-> Cómo editar la distribución de módulos:
1. Seleccione en la vista de árbol una superficie de distribución. En el campo de
(procesar la distribución). Como
introducción haga clic en el botón
alternativa, haciendo clic con el botón derecho del ratón en una superficie de
distribución de la visualización del tejado o de la vista de árbol, puede abrir el
menú contextual y seleccionar Procesar la distribución.
2. Fije la distancia entre columnas y entre hileras de módulos fotovoltaicos. La
distancia mínima para ambos parámetros es 0,05 m = 5 cm.
3. Seleccione la orientación de los módulos en Tipo de instalación, que puede ser
horizontal o vertical.
102
Distribución de módulos
4. Sólo para instalaciones fotovoltaicas sobre soportes:
Determinando la Determinar la distancia óptima entre filas puede usted
minimizar la proyección recíproca de sombras de hileras de módulos sobre
soporte.
103
10.2.7.1 Determinar la distancia óptima entre filas
Instalación (2D) > Datos técnicos > Generador > Parámetros de tejado > Superficies de distribución >
Determinar distancia óptima entre filas
Página Módulos fotovoltaicos >
Asignación gráfica > Entrada > Superficie a ocupar>
Determinar distancia óptima entre filas
Editar distribución >
Distribución de los módulos >
La distancia óptima entre filas para instalaciones fotovoltaicas sobre soportes se calcula
de modo que las filas de módulos no proyecten sombra las unas sobre las otras a las 12
del mediodía durante el solsticio de invierno. De este modo, se minimiza la sombra de las
filas de módulos sobre soportes durante todo el año.
La distancia entre filas es una función de la inclinación de los módulos β, de la posición
del sol γ el 21/12 a las 12:00 y de la altura del soporte h del módulo.
-> Sólo para:
instalaciones fotovoltaicas sobre soportes non parallelo al tejado (-> véase Tipo de
instalación)
-> La distancia óptima entre filas se determina del siguiente modo:
1. Seleccione una superficie de distribución y vaya a
Procesar la distribución
(menú contextual)
Se abrirá el cuadro de diálogo Distribución de los módulos.
2. Haga clic en el botón Determinar la distancia óptima entre filas.
! El botón sólo está activo para instalaciones sobre soporte, non parallelo al
tejado.
Se abrirá el cuadro de diálogo Distancia entre filas.
A la izquierda verá un gráfico en el que se muestran las distancias y ángulos.
A la derecha verá:
Especificaciones: Ancho del módulo b, altura de montaje h, inclinación del módulo
ß, inclinación del tejado ß1, posición del sol
γ, así como fecha y
invierno
Resultados: la distancia entre filas d calculada, la distancia entre armaduras d1 y
la ancho del módulo proyectada (d-d1)
104
Distancia óptima entre filas
3. Confirme la aplicación de los datos con Aceptar. Regresará al cuadro de diálogo
Distribución de módulos.
La Distancia entre armaduras se indicará ahora como distancia entre filas.
4. Confirme los datos con Aceptar.
Regresará a la vista del tejado.
105
10.2.8 Proceso de trabajo
Ejemplo de una instalación FV con ventilación trasera.
1. Fijación de la situación de montaje: En la ventana Datos técnicos: Generador,
seleccione Con ventilación trasera.
2. A continuación, seleccione Potencia a partir de superficie tejado y haga clic en el
botón Parámetros tejado.
3. Defina el tamaño de su superficie de tejado. Para ello, seleccione la superficie de
tejado haciendo clic con el botón izquierdo sobre ella en la visualización de tejado
o bien selecciónela en la vista de árbol (valor por defecto: nuevo tejado). Ahora
será posible definir la forma y el tamaño de su tejado en el campo de entrada.
4. Borre todos los objetos en 2D haciendo clic en el botón Eliminar todos los objetos
en 2D (excepto tejado) . Alternativamente es posible borrar objetos en 2D
específicos mediante el botón , por ejemplo para mantener una superficie
bloqueada.
5. Defina las superficies bloqueadas para los bordes de su superficie de tejado. Para
ello seleccione la superficie de tejado haciendo clic con el botón izquierdo sobre
ella en la visualización de tejado o bien selecciónela en la vista de árbol (valor por
defecto: Nuevo tejado). A continuación haga clic en el botón
del campo de
entrada y defina las superficies bloqueadas deseadas en el diálogo Distancias del
borde.
106
Workflow
6. Ahora defina una nueva superficie bloqueada (p. ej. tragaluz y chimenea). Su
tejado podría tener ahora la apariencia siguiente:
7. Para definir una superficie a ocupar adaptada a la superficie de tejado, haga clic en
y accederá al diálogo Nuevo objeto en 2D.
el botón Crear nuevo objeto en 2D
8. Asegúrese de que la opción Superficie a ocupar del menú descendente de la parte
superior izquierda está seleccionada
9. Seleccione la opción Adaptar a la superficie del tejado para la nueva superficie a
ocupar.
10. Marque la casilla Distribuir a continuación.
107
Manual PV*SOL advanced
11. La superficie de tejado sea ocupada automáticamente con módulos fotovoltaicos
tras hacer clic en OK. Su tejado podría tener ahora la apariencia siguiente:
12. Finalmente es posible definir el tipo de montaje (horizontal o vertical) y las
distancias de los módulos FV entre sí en el diálogo Distribución de módulos.
108
10.3 Sombra
Página Módulos FV >
Sombra
A causa de las sombras se reduce la media anual de irradiación sobre la superficie del
generador. La irradiación difusa y directa se reducen por igual.
1. En Entrada el somreado, seleccionar
Valor porcentual.
2. Indique los valores medios anuales de sombra en tanto por ciento.
Otre posibilidades:
-> Entrar los puntos que definen el horizonte en la tabla:
Puede hacer lo con medios sencillos, como una brújula y un transportador de ángulos,
con un indicador de la trayectoria solar que ofrecen algunos fabricantes, o con una
cámara digital y un software de procesamiento.
Cada punto del horizonte está formado por el Ángulo horizontal (Acimut) y por el
correspondiente ángulo de altitud.
1. Seleccionar
Sombreado de Horizon.
2. Introducir los puntos de referencia del horizonte en la tabla. Al mismo tiempo
aparece en el gráfico.
El punto inicial y final ya aparecen.
Importar las líneas del horizonte generadas con el software de gráficos y de
cálculo horizON con clic el boton Importar.
O
109
10.4 Degradación de los módulos
Página Módulos fotovoltaicos > Degradación de los módulos
Aquí puede usted definir una reducción de la potencia por degradación de los módulos
fotovoltaicos.
1. Calcule la degradación de los módulos de modo
lineal o exponencial.
2. Potencia restante después de:
Degradación lineal: indique la potencia restante tras x años en forma de tanto
por ciento.
Degradación exponencial: Indique, para la degradación a corto y la degradación
a largo plazo, la potencia restante tras x años en forma de tanto por ciento.
Potencia restante en % sobre años
110
10.5 Albedo - Reflexión del Suelo
Source Albedo %
Water
Water low solar zenith angle
(K)
50–80
Water surface (angle of incident> 10°)
(W)
22
Water surface (angle of incident> 20°)
(W)
12
Water surface (angle of incident> 30°)
(W)
8
Water surface (angle of incident> 45°)
(W)
5
Rivers and lakes
(M)
5–10
Sea
(M)
3–8
Ice and Snow
Fresh snow
(M) (W)
80–90
Old snow
(W)
45–90
Glacier
(K)
20–45
Sea ice
(K)
30–40
Sand, dry
(K)
20–40
Desert sand and dunes
(M)
25–35
Rock (stones)
(K)
10–40
Savanna
(K)
20–30
Deciduous and mixed forests, temperate zones
(K)
10–20
Tropical rain forests
(K)
10–20
Conifer forest
(K)
5–12
Soil, dark & wet
(K)
5–10
Grassland, cropland
(K)
15–30
Uncultivated fields
(W)
26
Rocks and Sand
Vegetation
Settlements and agricultural areas
111
Manual PV*SOL advanced
Green gras
(W)
18–23
Residential area
(K)
15–20
Fields
(K)
5–20
Asphalt
(W)
15
Sources
(K) Klimatologie von Christian-Dietrich Schönwiese (ISBN 3-8252-1793-0), table 6,
page 123: Durchschnittliche Albedo für verschiedene terrestrische Oberflächen bei solarer
Einstrahlung (0,3–4 μm Wellenlänge). Sources: Barry und Chorley (1982), Häckel (1999),
Kraus (2001).
(M) Allgemeine Meteorologie, Fritz Möller, Volume 2 (ISBN 3-441-00288-3)
Reflexionsvermögen rs natürlicher Oberflächen, table10.4, page 42.
(W) Wikipedia http://de.wikipedia.org/wiki/Albedo
112
10.6 Valores característicos del módulo FV
Menú Bancos de Datos > Módulos FV > Editar / Copiar Selección
or: Page Módulos FV > (Datos del módulo) Selección > Editar / Copiar Selección
La hoja consta de varias páginas.
Si edita sus propios datos, se comprueba al guardar.
10.6.1 Página: Datos básicos
El nombre de la empresa y el tipo no pueden tener más de 255 caracteres.
Seleccione el fabricante (Empresa). Puede crear nuevas empresas haciendo clic en el
Editar y luego en Nuevo.
botón
El campo Tipo muestra el nombre de este módulo.
Indique si este tipo de módulo es
Suministrable.
Certificaciones disponibles: CE, ETL, SB1, UL
10.6.2 Página: Datos eléctricos
Tipo de célula
La mayoría de las células se componen de silicio mono y policristalino y unas pocas de
silicio amorfo.
Además, existen:
EFG = Edgedefined Film Growth, crecimiento en láminas definido por bordes,
procedimiento de fabricación especial para silicio
Apex = Módulos fotovoltaicos de BP (ya no se fabrican)
ribbon = Módulos fotovoltaicos producidos mediante la técnica "string ribbon"
HIT = Heterojunction with intrinsic thin layer, lámina delgada de silicio cristalino
rodeado de una película ultradelgada de silicio amorfo
CIS = Diseleniuro de cobre, indio y galio
CdTe = Telururo de cadmio
triple a-Si = "Triple-junction", módulo de película delgada de silicio amorfo
microcristalino = silicio microcristalino
Sólo apto para transfer. inversor
Algunos módulos fotovoltaicos sólo pueden emplearse en inversores con aislamiento
galvánico, por lo que no podrán emplearse con inversores sin transformadores.
N° de célula
... en el módulo FV
113
Manual PV*SOL advanced
N° de diodos de bypass
... en el módulo FV. Evitar diodos de derivación, para que en caso de sombra parcial
no se desactive / cortocircuite el módulo completo.
Cadenas de células en vertical hacio el lado corto / Cadenas de células en paralelo
hacio el lado corto
Suelen conectarse en sentido perpendicular a su lado más corto.
10.6.3 Página: Dimensiones mécanicas
Dimensiones
Ancho * Alto = Superficie referencia del módulo FV
y profundidad, ancho del marco, peso
enmarcado
10.6.4 Página: Valores característicos U/I en STC
Los datos de esta página sólo son válidos para las condiciones de prueba estándar (STC).
Es decir, temperatura del módulo de 25 °C, espectro de luz solar AM 1,5 e irradiación de
1000 W/m².
Tensión en MPP [V], Corriente en MPP [A]
La potencia de salida de los módulos depende de la temperatura del módulo y la
irradiación y el voltaje del módulo. Para cada módulo de la temperatura y la radiación,
existe una característica corriente / tensión. El punto de funcionamiento de esta curva
determina la potencia de salida del módulo.
El MPP es el punto de trabajo en esta curva (véase también en la página Valores
característicos U/I en carga parcial el botón Curvas características U/I) en el que el módulo
suministra la máxima potencia (Maximum Power Point).
La tensión MPP y la corriente MPP dependen de la temperatura y la irradiación. Es decir, la
tensión y la corriente aquí indicadas sólo son válidas en condiciones de prueba estándar.
A cualquier otra irradiación o temperatura le corresponde otro MPP.
Éste ha de calcularlo el programa (véase página Valores característicos U/I > Carga
parcial). En la instalación FV, el inversor asume esta función. Regula la tensión del
generador FV de modo que se obtenga el máximo producto de la corriente y tensión
(seguimiento MPP).
Tensión en vacío [V]
Tensión que se ajusta en un módulo sin carga. Ésta depende también de la temperatura y
la irradiación.
114
Valores característicos del módulo FV
Corriente de cortocircuito [A]
Corriente que fluye por un módulo cortocircuitado. Ésta depende también de la
temperatura y la irradiación.
Factor de forma [A]
La relación entre la potencia del MPP y el producto de la corriente de cortocircuito y la
tensión de circuito abierto:
FF = PMPP / (UOC * ISC)
Subida tensión de circuito abier to antes de la estabilización, [%]
Este valor indica en qué porcentaje supera el valor de salida de la tensión de circuito
abierto a la tensión de circuito abierto bajo condiciones de prueba estándar indicada. Con
este valor se efectúa la comprobación de la instalación.
Potencia nominal [W]
Potencia que suministra el módulo en condiciones de prueba estándar (STC).
Rendimiento [%]
Rendimiento del módulo en condiciones de prueba estándar.
Para la simulación, en el programa se determina la superficie de referencia a partir de la
potencia calculada y el rendimiento con la fórmula: Potencia nominal (STC)= 1000 W/m² *
Eficiencia (STC) * Superficie de referencia.
10.6.5 Página: Valores característicos U/I con carga parcial:
Aquí se define el comportamiento del módulo fotovoltaico en caso de escasa irradiación.
La indicación del coeficiente de rendimiento en las hojas de datos se refiere a una
temperatura de módulo de 25 °C y una irradiación de 1000 W/m², aunque ésta no se
alcance durante la mayor parte del año en las instalaciones fotovoltaicas de Europa
Central. Por esta razón, el coeficiente de rendimiento con irradiaciones menores tiene
enorme importancia para los resultados de la simulación.
Punto de trabajo bajo condiciones de prueba estándar (STC)
Aquí se muestran a modo comparativo los valores que introdujo en la página anterior.
Modelo de carga parcial
Seleccione el origen de los valores: del fabricante/propios o estándar
Para valores de módulos fotovoltaicos de fabricante/propios, podrá introducir los valores
característicos usted mismo. Para calcular el coeficiente de rendimiento se emplea el
modelo PV*SOL.
En cuanto a valores de módulos fotovoltaicos estándar, todos los valores se calculan de
modo automático. Para calcular el coeficiente de rendimiento se emplea uno de los dos
siguientes modelos, dependiendo del módulo fotovoltaico:
115
Manual PV*SOL advanced
Modelo
PV*SOL
Generalmente, el cálculo se realiza con el modelo de carga parcial propio de PV*SOL,
muy preciso para la mayor parte de tipos de módulos. El modelo se emplea por
defecto para todas las tecnologías, a excepción de las basadas en silicio
monocristalino y policristalino. El modelo PV*SOL calcula generalmente tensiones
excesivamente bajas para niveles de irradiación reducidos, con lo que la estimación
del rendimiento energético resulta muy prudente.
En caso de no cumplirse las condiciones para emplear el modelo de dos diodos, se
recurre al modelo PV*SOL. También se emplea el modelo PV*SOL cuando se dispone
de datos propios o facilitados por el fabricante acerca del comportamiento de los
módulos a media carga (irradiación, tensión de MPP a media carga, tensión de
circuito abierto a media carga).
Modelo de
Dos Diodos
En el caso de los módulos monocristalinos y policristalinos basados en silicio, se
emplea el modelo de Dos Diodos siempre que se cumplan todas las condiciones
necesarias. Para estos tipos de módulos, el modelo de dos diodos ofrece los
resultados más precisos en cuanto a magnitudes eléctricas. Las diferencias entre el
modelo de dos diodos y la medición se mantienen dentro del margen de error de
medición.
10.6.6 Página: Otros valores característicos
Coeficientes de temperatura: Coeficiente de tensión [mV/K]
Este valor indica en cuántos voltios varía la tensión si la temperatura del módulo aumenta
un grado. Cuanto más se calienta el módulo, menor es la tensión; es decir, el coeficiente
es negativo.
Coeficiente de corriente [mA/k]
Este valor indica en cuántos amperios varía la corriente si la temperatura del módulo
aumenta un grado. Cuanto más se caliente el módulo, mayor es la corriente; es decir, el
coeficiente es positivo.
Coeficiente de potencia [%]
Cuanto más se calienta el módulo, menor es la potencia que suministra. El coeficiente de
potencia es negativo y se indica de forma porcentual respecto a la potencia nominal.
Factor de corrección del ángulo [%]
El factor de corrección del ángulo es una propiedad de la cubierta del módulo (vidrio). En
la cubierta es reflectada una parte de los rayos solares, o sea se pierden. El factor del
ángulo de corrección reduce la porción de rayos que se reflecten directamente sobre el
módulo. El factor de corrección de las perdidas por reflexión para radiación difusa es
asumido como 95%.
116
Valores característicos del módulo FV
Tensión de sistema máxima del módulo [V]
Todos los aparatos eléctricos aguantan una cierta tensión máxima. Este valor determina la
tensión máxima permitida en un generador para evitar daños en los módulos. Si la tensión
máxima está demasiado alta hay que reducir el número de módulos en serie. Por razones
de seguridad, no debe excederse la tensión máxima del sistema. Esto afecta
principalmente a la conexión de módulos fotovoltaicos en serie.
Datos sobre el modelo dinámico de temperatura
Capacidad de calor [J/(kg*K)],coeficiente de absorción[%], coeficiente de emisión[%], peso
[kg]
Estos son los parámetros para el modelo dinámico de temperatura y serán necesarios para
resolver la ecuación de saldo térmico.
A través del botón Cargar puede importar uno de los archivos de los módulos existentes,
controlar la veracidad de sus valores y corregirlos si fuera necesario.
A través del botón Guardar guarde en un archivo existente o nuevo los valores registrados.
Antes de sobrescribir en un archivo existente ocurre un aviso.
-> Ver á este:
Bases de datos
Crear y editar los registros de datos
117
11 Inversor
Página Inversor
Hay dos maneras diferentes de proceder para definir de inversores:
1. Una configuración válida por superficie de módulo es determinado por el
programa.
2. La configuración esta editado por superficie de módulo por el usuario o
predeterminado.
La validez de las configuraciones se comprueba en relación a los límites de conexiones
determinados. En el caso de que un valor de la configuración de la instalación supere los
límites de conexión determinados, aparecen advertencias o errores en la barra de estado
de error para informar sobre medidas de corrección adecuadas.
11.1 sobre 1.) Cálculo de la superficie de módulo por el programa
1. Haga clic a la izquierda en el "Superficie fotovoltaica i ".
Selección.
2. Haga clic en el botón Configuración del inversor >
Se abre el diálogo "Seleccionar configuración del inversor". No seleccione un
inversor y una configuración.
Haga clic en Aceptar para regresar a la página.
3. Vaya a la página Cable.
Opciones adicionales
Editar Criterios de interconexión. Aquí se define la ocupación de seguidor de MPP y el
número posible de tipos de inversores distintos.
118
Inversor
Editar visualización de las configuraciones de la instalación. Aquí se define cuántos
resultados por página se visualizan y si se muestran configuraciones en el margen de
tolerancia.
Límites de interconexión. Aquí se indica en qué medida los inversores pueden superar los
límites definidos del fabricante.
11.2 sobre 2.) Editar o predeterminar la configuración
Cuando las superficies de los módulos se configuran de manera individual es de validez lo
siguiente:
pueden definirse hasta tres tipos de
inversores.
En la relación con forma de árbol puede indicarse la frecuencia con la cual el
definido está presente en la configuración con su conexión.
Mediante la barra de herramientas o el menú contextual se pueden crear
tipos de inversores.
eliminar
inversor
, copiar
o
Entrada del convertidor y la conexión (página derecha)
1. Seleccionando el tipo de convertidor en el árbol activa la máscara de entrada para
la conexión del convertidor.
2. El convertidor se puede modificar accediendo con un clic en el botón
la Base de datos.
Selección a
3. En el caso de que el convertidor seleccionado permita el funcionamiento en
paralelo (definición, ver Definición de conceptos), se pedirá el tipo de
funcionamiento del MPP-Tracker. Cuando varias superficies de módulo están
conectadas a un solo convertidor, las superficies pueden estar adjudicadas a los
MPP-Tracker.
119
Manual PV*SOL advanced
4. La conexión del convertidor puede efectuarse mediante una lista de selección. En
la lista de selección solo se muestran las conexiones que se encuentren en la zona
de colocacón o el margen de tolerancia independientemente de los límites de
conexión.
5. Obtendrá una visión detallada de las posibles conexiones en Editar.
Información
En la zona de información se visualizan el factor de dimensionamiento y el rango de
corriente de los convertidores conectados ( área de dimensionamiento, rango de
tolerancia, área de separación).
El diálogo Comprobación de conexión indica las valores del convertidor de la conexión
seleccionada.
Un enlace remite a los límites de conexión actuales que se pueden definir únicamente para
el proyecto.
120
11.3 Seleccionar la configuración
Página Inversor > (Configuración del inversor) Selección
Aquí puede usted determinar los inversores y, de haberlos, los seguidores MPP y su
interconexión para la superficie de módulo (página Módulos fotovoltaicos) .
A pesar de la pre-selección del programa por lo general demasiado muchas
combinaciones inversor son posibles.
Por lo tanto, es necesario limitar la lista de inversores hasta un máximo de 50 inversores
con los que se calculan las combinaciones de interconexión.
-> La configuración de los inversores se selecciona así:
1. El área Datos de entrada muestra el campo de módulo introducido. Haga clic en el
botón
para consultar los parámetros de módulo correspondientes.
Selección para seleccionar uno o varios
2. Haga clic en el botón Inversores >
(max. 50) los inversores de la base de datos.
Se preseleccionan según la superficie de módulo (página Módulos fotovoltaicos)
indicadas.
a) En la lista de favoritos que haya esos inversores (individuales o constructor)
recogidos que utiliza con frecuencia.
b) Haga clic izquierdo en el árbol en Favoritos, y luego se ve a la derecha en la tabla
todos los favoritos en la lista.
c) Haga clic en Seleccionar todos para incluir estos favoritos en el cálculo de
combinación.
d) Confirme y salir del diálogo con Aceptar.
121
Manual PV*SOL advanced
3. En diálogo Seleccionar configuración del inversor muestra el número del inversor
seleccionado.
Haga clic en el botón Iniciar búsqueda, y se calcularán y mostrarán
configuraciones de inversores.
4. Podrá ver los detalles de la calidad de la configuración en cuestión haciendo clic
en el icono .
5. Seleccione una configuración con sólo hacer clic y confírmela y salir del diálogo
con Aceptar.
-> Establecer los criterios de interconexión:
1. Permitir o no seguidores MPP libres
2. Dimensionamiento máximo o lo más regular posible de los seguidores MPP
3. Fijar entre 1 y 3 el número de tipos de inversores por configuración
4. Los criterios de interconexión se pueden guardar como valores predeterminados,
de modo que queden consignados siempre que se inicie el programa.
-> Cuadro de diálogo Visualización:
En el cuadro de diálogo Visualización puede indicar cuántos resultados se
visualizarán por página y si se deben mostrar configuraciones en el límite de
tolerancia.
-> Límites de interconexión:
Aquí podrá indicar hasta qué punto podrán sobrepasar los inversores los límites
definidos por el fabricante.
-> Para buscar configuraciones adecuadas para su instalación fotovoltaica, proceda del
siguiente modo:
1. Haga clic en el botón Iniciar búsqueda, para buscar configuraciones posibles para
su instalación fotovoltaica. Dependiendo del número de módulos y de inversores,
la búsqueda puede durar algún tiempo.
Es posible cancelar la búsqueda en la segunda fase del algoritmo. Las
configuraciones similares se filtran en la tercera fase del cálculo.
Los resultados se muestran en forma de tabla. Para cada configuración se calcula
el número de inversores, la calidad de la configuración, así como la carga
desequilibrada.
122
Seleccionar la configuración
Los resultados se evalúan de modo que las mejores configuraciones aparezcan en
la primera página. El hecho de si la interconexión se encuentra en el límite de
tolerancia o de dimensionamiento no influye en la clasificación.
Puede mostrar los valores de conexión inversores haciendo clic en el botón
la columna Tipo de inversor .
de
Se mostrará la calidad de la configuración de cada interconexión de inversores
en lo que respecta al área de tensión, la intensidad de corriente y la potencia. Haga
de la columna Factor de dimensionamiento. Se abrirá el cuadro
clic en el botón
de diálogo Valores de interconexión de inversores .
2. Seleccione una configuración con sólo hacer clic y
3. aplique en su proyecto la configuración seleccionada de la instalación fotovoltaica
con Aceptar.
123
11.4 Editar conexión de inversores
Página Inversor > (seleccionar
inversor individual) > Editar
En este diálogo se puede editar la interconexión. Todas las condiciones básicas para la
interconexión se visualizan de color. Esto ayuda a introducir una interconexión válida.
Factor de dimensionamiento del inversor y rango de corriente del inversor
Por encima de la matriz se encuentran además dos gráficos de barra (
= margen de
dimensionamiento,
= margen de tolerancia,
= margen de bloqueo) que
representan el rango de corriente del inversor y el factor de dimensionamiento admisible.
Así que ya ves en una sola página de todos los mecanismos de comprobación relevantes
para la interconexión de un inversor y se puede definir de una interconexión adecuada.
Matriz para el desplazamiento de los seguidores de MPP
Se muestra una matriz.
1. En el eje horizontal se refleja el número de módulos en fila que se pueden conectar
a un seguidor de MPP (y la tensión de MPP resultante).
2. En el eje vertical se indica el número de cadenas (y la corriente de MPP resultante).
3. Mediante Drag & Drop o a través de un menú desplegable se pueden posicionar
seguidores de MPP en la matriz.
entonces los
A través del color (
= margen de dimensionamiento,
= margen de tolerancia,
= margen de bloqueo) se ilustra si el seguidor de MPP está dimensionado de
forma óptima o no.
4. El diseño óptimo para el número de módulos en fila está marcado de color azul en
el eje vertical.
124
Editar conexión de inversores
5. El número de módulos interconectados por seguidor de MPP se indica a través de
un campo de indicación y mediante la rotulación gris en los campos de la tabla.
Además:
•
Si no desea ocupar este seguidor MPP, arrástrelo con el ratón hasta el campo
Seguidores MPP libres:
•
El
control de la interconexión también se puede iniciar desde este punto.
•
El número de módulos interconectados se emite al final del diálogo. En caso de
que algún valor de la interconexión fuera inadmisible, este hecho se indica en la
ventana de mensajes de error al pie del asistente.
125
11.5 Límites de conexión - Condiciones básicas para la interconexión
del inversor
Página Inversor> (Configuración del inversor) Selección > Límites de interconexión
En el cuadro de diálogo Límites de interconexión, indique en cuánto pueden superar los
inversores los límites definidos por el fabricante, e indique el tamaño del área de
dimensionamiento, tolerancia y separación.
Página Tolerancias
Indique aquí el margen de tolerancia del factor de dimensionamiento que acepte. Puede
distinguir entre un área de dimensionamiento y una franja marginal que siga siendo
tolerable.
-> Proceda del siguiente modo:
1. Introduzca valores para el
= margen de dimensionamiento,
tolerancia, = margen de bloqueo.
2.
= margen de
El programa puede calcular automáticamente el factor de dimensionamiento
partiendo de la localización y la colocación si activa el campo de selección
correspondiente.
3. Puede determinar si se puede o no superar el valor del fabricante en el caso de las
tensiones MPP, así como la intensidad de corriente de entrada máxima.
4. Puede deshacer los datos introducidos pulsando "Reset a estándar" o, al revés,
guardar (sus valores) como estándar.
Página Varios
En la página Varios puede indicar si debe tomarse en consideración la Considerer carga
desequilibrada de durante la configuración de la instalación y en qué punto se sitúa el
valor límite.
-> Proceda del siguiente modo:
1. Seleccione si la Considerer carga desequilibrada de debe tenerse en cuenta
durante la configuración de la instalación
2. Introduzca un límite para la carga desequilibrada. El valor indicado por defecto
para Alemania es de 4,60 kVA.
3. Para parámetro para cálculo del punto de trabajo del módulo FV para la
comprobación de la tensión, indique:
- para la comprobación de la tensión MPP mínima/máxima: irradiación y
temperatura
- para comprobar la potencia máxima de circuito abierto: irradiación y temperatura
Podrá consultar la localización del punto de trabajo de cada interconexión
accediendo a la prueba de interconexión.
126
Límites de interconexión
4. Si su instalación se encuentra en los EE.UU., seleccione las temperaturas NEC;
después se configurarán las temperaturas correspondientes de los módulos en
base al NEC® (National Electrical Code®) dependiendo del código postal (CP) de la
instalación.
5. Si fuese necesario, indique la
tensión de máxima del sistema permitida.
6. Inyección de potencia reactiva: El factor de desfase cos(phi) se introduce en la
página Clima, red y tipo de instalación > Red de CA.
7. La limitación de la potencia de salida del inversor (CA) se introduce en la página
Clima, red y tipo de instalación > Red de CA.
Los límites de interconexión se pueden guardar como estándar de modo que queden
consignados cada vez que se inicie el programa para la configuración de una instalación
fotovoltaica.
127
11.6 Valores de conexión inversores
Página Inversor > (Configuración del inversor) Selección > (fila en la tabla de resultados de configuración)
Aquí puede valorar la calidad de una inteconexión antes de decidirse por ella.
-> Requisito:
1. Acceda a una fila de resultados de la selección de configuraciones de inversores y
2. haga clic sobre el icono
.
Aparecerá la ventana valores de la interconexión de inversores.
Inversor
Se mostrará la calidad de la tensión e intensidad de corriente del inversor y el factor de
dimensionamiento de dicha interconexión.
Seguidor de MPP
Se mostrará la calidad de la tensión e intensidad de corriente del seguidor de MPP y la
potencia de dicha interconexión.
Leyenda:
Margen de dimensionamiento
Margen de tolerancia
Margen bloqueo
128
11.7 Valores característicos del inversor
En este diálogo se determinan los datos característicos para el inversor.
Si desea introducir un inversor que se pueda conmutar a varios niveles de tensión, tiene
que introducir cada rango de tensión como un inversor distinto con los correspondientes
datos característicos.
Valores característicos
Empresa
El nombre de la empresa y el tipo no pueden tener más de 255 caracteres.
DC-potencia nominal [kW]
CC significa corriente continua y se refiere al lado de entrada del inversor. La potencia
nominal es la potencia para la que está diseñado el inversor en funcionamiento continuo.
La potencia de salida del inversor en funcionamiento continuo está limitada por la
potencia nominal de CC y el correspondiente rendimiento. Por ello, el rendimiento del
inversor decrece cuando la potencia de entrada es superior.
Potencia nominal de CA [kW]
CA significa corriente alterna y se refiere al lado de salida del inversor. La potencia
nominal de CA es la potencia para la que está diseñado el inversor en funcionamiento
continuo. En el funcionamiento continuo, la potencia de salida del inversor queda limitada
por la potencia nominal de CA.
En el caso de inversores capaces de suministrar potencia reactiva (potencia nominal CA
[kVA]), la potencia nominal se indica como una magnitud de la potencia aparente. La
potencia efectiva CA máxima (la corriente CA real de los generadores fotovoltaicos)
depende de la potencia nominal CA y del factor de desfase aplicado cos( φ).
Max energia elettrica DC [kW]
La potencia del inversor y la potencia fotovoltaica tienen que corresponderse. Si la
potencia fotovoltaica DC es superior a la potencia nominal del inversor, el inversor podría
desconectarse. La potencia FV máxima indica la potencia de CC máxima que puede
alcanzar el inversor. Dentro del programa, este valor no es necesario para el cálculo de la
simulación, sino sólo para el control de la instalación.
Consumo Stand-By [W]
Si el inversor no suministra ninguna energía a la red o al consumidor, hay que tener en
cuenta el consumo propio del inversor. Además del consumo en stand by también hay el
consumo nocturno.
129
Manual PV*SOL advanced
Consumo de noche [W]
El inversor se desconecta por la noche, pero aún así requiere un mínimo de energía.
Retribución [W]
El lado de entrada (generador FV) ha de suministrar una potencia mínima para que el
inversor pueda trabajar.
Tensión de entrada máx. [V]/Corriente de entrada máx. [A]
Este límite de tensión o de corriente no se debe sobrepasar; de lo contrario, el inversor
queda destruido. Dentro del programa, estos valores no son necesario para el cálculo de
la simulación, sino sólo para el control de la instalación.
Tensión CC nominal [V]/Corriente CC nominal [A]
La tensión de entrada o la corriente de entrada del inversor cuando suministra la potencia
nominal.
Número de seguidores de MPP
El número de seguidores de MPP independientes. En aparatos multicadena, este valor es
superior a 1.
Potencia FV máx. recomendada por seguidor de MPP [kW]
Ver Potencia FV máx. recomendada [kW]
Corriente de entrada máx. por seguidor de MPP [A]
No se debe sobrepasar este límite de corriente por seguidor de MPP. (Sólo está activo con
un número de seguidores de MPP >1)
Límites de tensión inferiores y superiores del margen de MPP [V]
En este margen de tensión, el inversor puede regular el seguimiento de MPP. Es decir, que
el inversor busca en este margen de tensión la tensión óptima para el generador FV, de
modo que se consiga el suministro de potencia máximo del generador.
Variación del rendimiento en caso de desviación de la tensión de entrada frente a la
tensión nominal
La curva característica del rendimiento del inversor se indica para la tensión nominal. Si el
inversor no funciona con tensión nominal, varía el rendimiento de un inversor. El aumento
o descenso del rendimiento depende de si el inversor posee o no un transformador. Como
fórmula empírica se aplica lo siguiente:
El rendimiento de un inversor con transformador se reduce en aprox. 1 % por cada 100 V al
aumentar la tensión de entrada.
El rendimiento de un inversor sin transformador aumenta en aprox. 1 % por cada 100 V al
aumentar la tensión de entrada.
130
Valores característicos del inversor
Curva de eficiencia
La eficiencia de conversión es la relación de potencia de salida de potencia de entrada y
depende de la potencia instantánea del inversor.
El tipo de la eficiencia en las hojas de datos relativos a la calificación, pero es en los
sistemas fotovoltaicos para la mayor parte del año, no se transfieren. Por lo tanto, el
rendimiento a carga parcial es de gran importancia para los resultados de la simulación.
El programa de necesidades para determinar la característica de siete bases, se trata de la
eficiencia en el 0, 5, 10, 20, 30, 50 y 100% de la potencia nominal.
-> Ver á este:
Bases de datos
Crear y editar los registros de datos
131
12 Instalación de baterías
Página Instalación de baterías
-> Requisito: Tipo de instalación con batería
Un sistema de baterías se compone de un inversor de baterías, las baterías en sí y el
sistema de regulación de carga. El sistema de regulación de carga y el inversor de baterías
suelen estar combinados en un solo aparato.
-> Proceda del siguiente modo:
Denominación del sistema
1. Introduzca el nombre del fabricante (empresa) y del sistema de baterías.
Si en el sistema de baterías se encuentra integrado un inversor fotovoltaico, cree
el inversor fotovoltaico en la base de datos de inversores como dispositivo
individual o, en caso de que ya se encuentre disponible, selecciónelo allí.
2. Indique el SOC máximo y mínimo para C10 ( = capacidad en caso de descarga
completa en un plazo de 10 horas (corriente: I10)).
12.1 Inversor de baterías
3. Indique la potencia nominal a la que se pueden cargar y descargar las baterías de
modo permanente.
4. Indique la potencia máxima de carga (30 min) a la que se pueda trabajar sólo
durante un máximo de 30 minutos. En caso de duda, puede igualar dichos valores
a la potencia nominal.
5. Lo mismo se aplica a la potencia máxima de descarga (30 min).
Eficiencia del inversor de baterías
Página Instalación de baterías > Eficiencia del inversor de baterías
La eficiencia nominal del inversor de baterías suele indicarse para la potencia nominal. En
caso de no utilizar el inversor de baterías a la potencia nominal, variará la eficiencia.
6. Al cambiar los datos de eficiencia en la tabla de la izquierda, se actualizará en
consecuencia la curva característica de la derecha.
En caso necesario, guarde dicha curva característica como curva por defecto para
nuevos proyectos.
132
Instalación de baterías
SOC mínimo / SOC máximo son valores característicos que resultan del diálogo Estrategia
de carga y que permiten calcular la capacidad útil de la batería indicada al final de la
página.
Estrategia de carga
Página Instalación de baterías > Estrategia de carga
Aquí puede parametrizar la estrategia de carga con la que operará su sistema de baterías.
El esquema de la izquierda muestra los niveles de estados de carga para cada fase.
7.
En el extremo inferior se muestran los límites dentro de los que opera la carga I.
Como valor de carga mínimo (Min./Start) indique el valor hasta el cual pueden
descargarse como máximo las baterías. Este valor se indica en las hojas de datos
de las baterías o puede consultarse en la base de datos de baterías. Por regla
general, cuanto menos se descarguen las baterías, más ciclos podrán realizar.
Indique como estado final de carga (Fin).
8.
El estado final de carga para la carga I es asimismo el inicio de la carga U0
(Min./Start) que se realiza a continuación. Indique también la duración y el estado
final de carga (Fin) deseado.
9. Seleccione el valor inicial para la carga de mantenimiento de modo que se
encuentre dentro de los límites de la carga completa.
10. Indique el estado final de carga (Fin) deseado, la duración y el ciclo en días según
el cual deberán llevarse a cabo las posteriores fases de carga completa y carga
de compensación.
En caso necesario, guarde estos valores como valores por defecto para nuevos
proyectos.
12.2 Batería
Cada sistema de baterías posee una tensión de CC predeterminada que deberá cumplir el
banco de baterías que se conecte. Para ello, se puede emplear una batería con dicha
tensión nominal, o conectar varias baterías en serie, de modo que se sumen sus tensiones
individuales. Así, en un sistema de 12 V, puede emplearse tanto una batería de 12 V como
dos de 6 V o seis de 2 V.
1. Indique la tensión de CC del sistema de baterías.
133
Manual PV*SOL advanced
2. Seleccione un tipo de batería de la base de datos de baterías.
En la base de datos sólo se mostrarán las baterías cuya tensión coincida con la del
sistema.
3. La cantidad de baterías por línea se determina y muestra automáticamente en base
al tipo de batería y a la tensión de CC del sistema de baterías.
4. Para aumentar la capacidad de carga es posible operar varias líneas de baterías en
paralelo en un solo banco. De este modo, la tensión no varía, pero se suman las
capacidades de las líneas. Para asegurar un empleo uniforme de las baterías, no
se deben conectar más de tres líneas en paralelo.
Indique la cantidad de líneas de baterías .
5. La capacidad de batería C10 relativa a C10 se indica automáticamente. Ésta se
calcula en base a las indicaciones de la base de datos de baterías (curva
característica de capacidad, valor C 10 h), multiplicadas por la cantidad de líneas
de baterías.
12.3 Información abajo a la derecha
Energía útil de batería: La energía útil de batería resulta de la capacidad de batería C10
multiplicada por la tensión de CC del sistema de baterías y la diferencia entre el SOC
máximo y mínimo.
Relación entre la energía útil de batería y el consumo medio diario: Este índice indica qué
parte del consumo medio diario de energía podría cubrirse en un caso ideal con el sistema
de baterías previsto. Para ello se indica sólo un valor medio, y aún no se tiene en cuenta si
las baterías, por ejemplo, realmente se han cargado completamente con energía
procedente del sistema fotovoltaico o si se exceden los límites de potencia del sistema de
baterías durante picos de consumo. Por tanto, el valor simulado será inferior al que aquí
se indica.
-> Véase también:
Fundamentos de cálculo: Sistemas de baterías
134
12.4 Valores característicos de batería
Aquí se muestran los valores característicos de la batería y es posible crear registros de
datos propios. A la izquierda aparecen diferentes páginas, con los valores característicos
correspondientes a la derecha.
En este diálogo se muestran los datos característicos para la batería o se introducen
conjuntos de datos creados personalmente. Las páginas individuales de datos
característicos se controlan mediante el árbol en la página izquierda del diálogo.
Estos valores deberían encontrarse en la hoja de datos del fabricante.
Una comprobación al final de la introducción de datos le ayuda a rellenar correctamente la
hoja de datos.
Página: Datos básicos
El nombre de la empresa y el tipo no pueden tener más de 255 caracteres.
De la lista de certificaciones creadas puede seleccionar una o varias certificaciones e
incluirlas en la lista de certificaciones asignadas mediante los botones de flecha. Para
quitar una certificación asignada proceda de forma análoga.
Mediante la casilla de control Suministrable se indica si el producto puede
suministrarse actualmente. Este valor determina si el producto se muestra en los diálogos
de selección cuando está fijada allí la casilla de control
Mostrar también conjuntos de
datos ya no suministrables.
La fecha de la última actualización indica cuándo se modificó por última vez el conjunto de
datos. Esta modificación puede deberse a una edición en este diálogo o a una
actualización de la base de datos.
Página: Tipo
Datos generales sobre la batería:
•
Tipo de Batería, (plomo-ácido, pronto, otros tipos seguirán)
•
Tipo constructivo [cerrada (electrolito líquido, mantenimiento), sellada (AGM=
absorbent glass mat), sellada (Gel)]
Página: Datos eléctricos
Datos sobre las propiedades eléctricas de la batería: Tensión por celda, Número de celdas
por hilera, Resistencia interna, Auto-descarga, Ciclos de descarga
Página: Curva característica de capacidad
La introducción de la capacidad se realiza para distintos tiempos de descarga desde 10
minutos hasta 1000 horas. Si no se encontrasen todos estos valores en la hoja de datos
del fabricante, indíquelos con el valor inmediatamente mayor o menor.
135
Manual PV*SOL advanced
Página: Parámetros mecánicos
Datos sobre las dimensiones, ancho, alto, longitud y el peso de la batería.
-> Ver á este:
Bases de datos
Crear y editar los registros de datos
136
13 Cables
En la página Cables puede introducir las longitudes y las secciones de los cables y calcular
la resultante pérdida de potencia total del generador (en condiciones STC).
Además, puede dimensionar los dispositivos de protección eléctrica y definir la topología
de CC mediante diversos distribuidores.
En una fase de planificación preliminar, puede indicar las
inferior de la ventana (en condiciones STC).
pérdidas totales en la parte
1. Pérdidas por cables - Seleccionar el cálculo
Seleccione cómo desea indicar las pérdidas por cables: de forma detallada o
simplemente como pérdidas totales en tanto por ciento.
2. Definir los cables (árbol, lado izquierdo)
En el lado izquierdo, el árbol asigna los cables a las
inversores definidos en la página
Inversores.
superficies de módulos y a los
Si se dispone de varios inversores, los valores de cables se pueden copiar de unos a otros:
del inversor a de la lista de herramientas para copiar
1. Haga clic en el botón
todos los valores de cables a la derecha.
2. Haga clic en el botón
valores de cables.
del inversor b de la lista de herramientas para pegar los
3. Valores de cables (lado derecho)
El área de introducción de la derecha se subdivide en circuito CA, topología de CC por
rastreador MPP, circuito principal CC (o colector CC) y circuito de línea.
Los circuitos de línea y de corriente continua se indicarán por rastreador de MPP, siempre
que haya varios rastreadores MPP disponibles.
Ajuste las sugerencias de dimensionamiento según necesidad.
Circuito de CA
Aquí puede definir las longitudes, secciones y el material (cobre, aluminio) de los cables
de CA.
Secciones de cable: Haga clic en el botón
de sección de cable.
< 1% de pérdida, para calcular una propuesta
Las propuestas de dimensionamiento resultan de las secciones de cable mínimas
posibles que garanticen una caída de tensión inferior al 1 % en el tramo de cable en
cuestión.
137
Manual PV*SOL advanced
Importante: El dimensionamiento de las secciones de cable no tiene en cuenta la
corriente máxima admisible del cable. Ésta puede variar dependiendo del tipo de
cable, del tipo de tendido, de la temperatura ambiente y de otros factores.
Longitud de cable: La longitud de cable del circuito de CA se indica como longitud sencilla.
Pérdidas por cables (en caso de STC): En el margen derecho se indica la pérdida por
sección de cable e inversor.
dispositivos de seguridad adicionales:
•
En caso de necesidad, indique un disyuntor (LS, por sus siglas en alemán).
Importante: Compruebe lo siguiente:
!
! ¡El valor de corriente del disyuntor debe ser menor a la corriente máxima de
seguridad de su inversor (suele indicarse en el manual de instalación del
inversor)!
!
! ¡El valor de corriente del disyuntor debe ser menor a la corriente máxima
admisible del cable de CA!
•
En caso de necesidad, indique un interruptor diferencial (FI/RCD, por sus siglas en
alemán).
Los inversores suelen llevar integrado un interruptor diferencial con 30 mA para
protección personal. Si el usuario de la red exige un interruptor diferencial
adicional, deberá seleccionarse uno con una sensibilidad de al menos 100 mA.
Topología de CC
Aquí puede determinar, para cada rastreador MPP individual, de qué modo deberá
conectarse su instalación fotovoltaica con el inversor por el lado de CC.
Las opciones de interconexión dependen de la cantidad de líneas en el campo fotovoltaico
y de la cantidad máxima de entradas de línea en el rastreador MPP.
Es posible agrupar líneas:
- ya sea con una caja de conexiones del generador (GAK = agrupa todos los circuitos de
línea en una línea principal de CC)
- o con un par de conectores en T que agrupan dos circuitos de línea en un colector.
El seccionador de CC requerido se puede colocar en el inversor o por separado.
Circuito principal de CC
= Cable entre inversor (WR) y caja de conexiones del generador (GAK) (longitud de ida y
vuelta)
Aquí puede definir las longitudes, secciones y el material (cobre, aluminio) del circuito
principal de CC.
138
Cables
Circuito de línea
= Cable del lado de CC (entre caja de conexiones del generador y línea, longitud de ida y
vuelta)
Aquí puede definir la longitud (longitud total), secciones y el material (cobre, aluminio) de
los circuitos de línea.
Información
Vista general de todos los cables : Tabla con longitudes de cable totales por tipo de
cable y vista general de los componentes eléctricos.
Indicaciones sobre el dimensionamiento: véase más arriba, sección "Dispositivos de
seguridad adicionales".
Abajo a la derecha se indica la máxima pérdida total (en condiciones STC) para la
configuración de la instalación fotovoltaica como potencia y como porcentaje.
139
14 Esquema eléctrico
En la página Esquema eléctrico podrá ver una representación de su instalación
fotovoltaica con símbolos eléctricos normalizados.
-> Proceda del siguiente modo:
Opciones
1. Con la opción Con marco de dibujo es posible adoptar la ubicación de la
instalación (de los datos de proyecto) y los datos de usuario (en las opciones de
programa). El marco de dibujo está diseñado según norma DIN EN 62446.
Con leyenda muestra los símbolos eléctricos e información detallada
2. La opción
sobre productos.
Publicación
3.
Exporte el esquema eléctrico en formato dxf (Drawing Interchange Format*) para
su posterior edición en programas de CAD o en formato bmp.
4. Seleccione un formato de papel estándar (DIN A4, A3, A2, A1, A0)
Mostrar.
- y exporte el esquema como archivo pdf:
5. Imprima el esquema eléctrico junto con la documentación del proyecto en la
Mostrar.
página Informe del proyecto >
*El formato DXF está especificado por la empresa Autodesk y se encuentra en continuo
proceso de desarrollo. Encontrará información más detallada y un reproductor gratuito de
DXF en http://www.autodesk.com.
La exportación del DXF se realiza en la versión AutoCAD Release 11/12.
La mayoría de los programas CAD de otros fabricantes permite procesar archivos DXF.
140
15 Evaluación económica
Página Evaluación económica
-> Cómo introducir los parámetros necesarios para el cálculo de la rentabilidad:
1. Haga clic en
Editar. Se abrirá el asistente de evaluación económica.
- Introduzca en todas las páginas los parámetros necesarios.
- Cierre el cuadro de diálogo y regrese a la página Rentabilidad.
2. Introduce el precio de la energía en comercialización directa.
3. Seleccione una tarifa de inyección.
- Seleccione primero el país. Los diversos modelos de remuneración de cada país
se muestran en las tarifas correspondientes. También puede elaborar sus propias
tarifas. (-> Menú Bases de datos).
4. (En instalaciones con inyección del excedente:)
- Seleccione una tarifa de compra.
- Introduce el factor de variación de precio por le precio por kWh.
141
15.1 Parámetro de rentabilidad
El evaluación económica contiene las siguientes páginas:
•
Parámetros generales
•
Balance de costes
•
Financiación
•
Impuestos
Existen dos maneras de moverse por el evaluación económica:
- Con los botones Siguiente >> / << Atrás abajo en la ventana puede moverse a la siguiente
o anterior página.
- Con la barra de navegación izquierda puede saltar directamente a la página deseada.
Puede encontrar ayuda para los parámetros de entrada en cada ventana a través del botón
Ayuda arriba a la derecha.
142
15.1.1 Parámetros Generales, Evaluación Económica
Periodo de consideración
Como periodo de consideración hay que entrar años enteros sin el año de la puesta en
marcha.
El periodo de consideración según VDI 6025 es el periodo de tiempo previsto para el
evaluación económica.
El periodo de consideración debe orientarse en la inversión con la vida útil más corta.
Si la vida útil de la inversión es menor que el periodo de consideración, la inversión tendrá
que ser reemplazada.
Si la vida útil de la inversión es mayor que el periodo de consideración, al final del periodo
de consideración la inversión tendrá un valor restante que será incluido en el cálculo del
valor del capital.
Interés del capital
Como interés del capital puede entrar el promedio del rédito actual de papeles de renta
fija. El banco central alemán calcula este dato como promedio de los valores de renta fija
en el mercado. De este modo es una medida del nivel de intereses en el mercado de
valores de renta fija.
IVA
Este campo de entrada no tiene influencia en el cálculo, si no quiere ilustrar que hay que
entrar todos los valores con o sin IVA.
Normalmente hay que entrar valores netos, si entra valores brutos, hay que hacerlo en
todas partes.
143
15.1.2 Balance de costes
Página Rentabilidad > Editar parámetros de rentabilidad > Balance de costes
•
Costes de la Inversion (Inversiones amortizables)
son los costes totales de adquisición (netos) de la instalación fotovoltaica
(materiales, estructura, montaje, registrador de datos) necesarios para la
construcción de la misma.
El tiempo de funcionamiento es el periodo de uso económico del objeto de la
inversión en años.
- Si tiempo de funcionamiento < periodo de consideración hay que reemplazar la
inversión. El precio por reemplazar la inversión depende del factor de cambio de
precios entrado.
- Si tiempo de funcionamiento > periodo de consideración al final de este periodo
la inversión tiene un valor restante que entra en el cálculo del valor del capital.
El factor de cambio de precios determina el porcentaje promedio de cambio de un
pago referente al año anterior.
•
Únicos pagos (no amortizables)
Pagos únicos son costes no amortizables (al contrario de inversiones). Se restan
los impuestos directamente.
•
Costes relacionados con el funcionamiento
Ejemplo: Cambio de baterías tras x años
•
Subvenciones
Subvenciones reducen los costes. No influyen las amortizaciones, se pagan
impuestos directamente.
•
Diversos ingresos / ahorros
•
Costes relacionados con el consumo
•
Las subvenciones
La remuneración por inyección en el primer año se calcula en base a la tarifa de
inyección y al rendimiento calculado en la simulación.
-> Proceda de la siguiente:
1. Entrar un valor.
2. Seleccionar una unidad**:
- valor absoluto (€, €/a) o
- valor específico (€/kWp, €/(kWp*a) o % de la inversión, % de la inversión/a).
(no esta disponible en caso de entrada detallada.)
**Está utilizando la moneda (aqui: €) del sistema de tu ordenador.
3. Wenn Sie alle Kosten eingetragen haben, gehen Sie weiter >> zur nächsten Seite.
144
Evalucación económica - Balance de costes
1. O: Si quiere entrar varias posiciones en un grupo de costes puede seleccionar la
entrada detallada.
Entrará automáticamente en la página correspondiente.
! Costes son entrados en positivo, ahorros en negativo!
En la página balance de costes, el grupo des costes esta en color gris y mostrando
la suma de pagos del grupo de costes.
2. Puede añadir una nueva posición con un clic en añadir posición.
3. Para borrar una posición
- puede marcar la línea con un clic en el Posición N° en la primera columna.
- clic Borrar posición.
4. Gehen Sie weiter >> zur nächsten Seite.
145
15.1.3 Financiación, Evaluación Económica
Nombre
Puede darle un nombre al crédito que aparecerá en el informe del proyecto.
Capital externo
Importe del crédito que sirve de base para calcular intereses y devolución. Puede entrar el
importe del crédito en Euro o como porcentaje del volumen de la inversión. Como volumen
de la inversión aquí se entiende las inversiones y pagos únicos menos subvenciones.
Cuota de pago en % del capital externo (Disagio)
Este valor muestra qué porcentaje del capital externo dado realmente se abona. Por favor
tenga en cuenta que un disagio será evaluado en los resultados como un pago de
intereses en el primer año.
El importe realmente pagado del crédito resulta del capital externo multiplicado por la
cuota de pago.
La suma de los pagos de todos los créditos no debería sobrepasar el volumen de la
inversión definido arriba.
Además hay que determinar si se trata de un crédito a plazos o un crédito de anualidad.
Crédito a plazos
Para este tipo de crédito se realiza la amortización en plazos iguales. Los pagos de
intereses serán calculados de nuevo después de cada pago a plazos a partir de la deuda
restante.
Crédito de anualidad
Para este tipo de crédito se realiza la devolución en plazos iguales durante la duración. La
parte de amortización dentro del pago a plazos sube con cada pago mientras la parte de
intereses baja.
Duración
El periodo para devolver el crédito.
Interés del crédito
Interés nominal para pagar por la deuda restante.
Periodo inicial sin devolución
En este periodo no hay amortización sino solo pagos de intereses. En el periodo restante
hasta el final de la duración el capital será amortizado con pagos a plazo.
Plazo de devolución
Los pagos por intereses y amortización se realizan en estos intervalos.
146
15.1.4 Impuestos
En general la consideración del pago de impuestos para una inversión rentable significa
resultados peores. Solo un cambio de las tasas de impuestos posiblemente puede mejorar
el resultado. Una modificación de la tasa de impuestos, por ejemplo, podría ser posible si
el inversor se jubila después de 10 años. Si el inversor realiza pérdidas con otras
inversiones en el momento cuando el sistema fotovoltaico llega a la zona de ganancias,
puede poner la tasa de impuestos a cero a partir de este momento.
-> Proceda de la siguiente:
1. Para tener en cuenta impuestos en el cálculo económico hay que seleccionar el
campo Considerar impuestos.
2. Impuesto límite sobre la renta (personas/sociedades):
Esto es la tasa de impuestos que tiene que pagar por cada Euro adicional. También
debería aparecer en su declaración de renta.
3. Si ha seleccionado considerar cambio de límite de tasa de impuestos
- para el cálculo será utilizada la nueva tasa de impuestos
- a partir del momento del cambio de la tasa de impuestos de.
4. Amortización
- Plazo de amortización: Es el periodo para amortizar la inversión. Un plazo usual
para sistemas fotovoltaicos son 20 años.
- Tipo de amortización:
lineal: La amortización anual resulta de la inversión dividida por el plazo de
amortización.
Degresivo: La amortización anual no es constante, sino que será calculada de la
siguiente forma:
Inversiones todavía no amortizadas multiplicadas por la tasa de amortización. Así
se reduce la amortización anual cada año. Si la amortización anual cae por debajo
del valor correspondiente a una amortización lineal, el valor restante será
amortizado de manera lineal durante el tiempo restante.
147
15.2 Tarifa de inyección
Página Evaluación económica > Selección de tarifa de inyección > Tarifa de inyección
Se puede seleccionarse en el página Evaluación económica o puede usted definir la tarifa
de inyección también como biblioteca.
País, Lugar: Ámbito de validez
Tipo de instalación, exemple: Integrado en el tejado o sobre soportes - Campo abierto
Nombre de tarifa: por ejemplo, Energía eléctrica para uso privado, tarifa básica, Berlín
Válido apartier de: Data de inizio de funzionamento
Duración depago: Las empresas de suministro eléctrico subvencionan durante un periodo
determinado la energía fotovoltaica y después suelen pagar en su mayoría sólo la
remuneración mínima fijada por ley.
Límites de potencia:
Aquí se determina para cuántos límites de potencia se deben definir diferentes tarifas
de inyección.
Dependiendo de su selección, la remuneración por inyección de energía resultante se
calculará de diferente modo.
Zonificación de tarifas:
De la zonificación de tarifas resulta una modificación prácticamente continua de la
remuneración por inyección;
Se calcula una remuneración por inyección para todas las áreas de potencia hasta la
potencia fotovoltaica instalada. Ejemplo:
De 0-30 kW :1€
A partir de 30 kW 0,5 €
En una instalación con 50 kW de potencia resulta una remuneración por inyección de
30/50*1€ + 20/50*0,5€, es decir, de 0,8 €.
Escalonamiento de tarifas:
del escalonamiento, una modificación repentina de la misma al sobrepasarse un límite de
potencia.
La tarifa de inyección depende directamente de la potencia instalada. En el ejemplo de
arriba, la remuneración por inyección de toda la corriente ascendería a 0,5€.
Remuneración energía inyectada en la red: in €/kWh para los niveles de energía en kWh
Remuneración por consume propio: Remuneratcióne in €/kWh por ciento o de la energía
in kWh
148
Tarifa de inyección
Remuneración basica: La remuneración básica se paga después de la duración de pago.
PV*SOL advanced está utilizando la moneda (aqui: €) del sistema de tu ordenador.
149
15.3 Tarifa de compra
Página Evaluación económica > Selección de tarifa de compra > Tarifa de compra
Puede definir la tarifa de compra en el menú Bases de datos > Tarifa de compra o en la
página Rentabilidad > (Tarifas de compra) Selección > Editar.
-> Requisito:
Sólo existen tarifas de compra para el tipo de instalación "instalación fotovoltaica
conectada a red con consumidores eléctricos (el denominado "autoconsumo") e
inyección del excedente"
-> Los datos relativos a la tarifa de inyección son:
País, Lugar: Ámbito de validez
Proveedor de suministro eléctrico : empresa seleccionada, abreviatura: ESE
Nombre de tarifa: por ejemplo, Energía eléctrica para uso privado, tarifa básica,
Berlín
Tipo de consumo:
privado o
para empresasl
Precio báse: parte del precio independiente del consumo
Precio detrabajo: parte del precio dependiente del consumo
150
15.4 Rentabilidad - EE.UU.
Seite Rentabilidad
-> Sólo para instalaciones fotovoltaicas conectadas a red en los EE.UU.
-> Requisito: Que en la página
Tipo de instalación y entorno > Tipo de instalación
haya seleccionado: "instalación fotovoltaica conectada a red - cálculo web de
subvenciones y rentabilidad".
1. ! ¡Del tipo de proyecto (particular o comercial) dependen las tarifas y categorías
fiscales ofrecidas!
Costes de la instalación
2. Indique los costes de la instalación para la inversión bruta de toda la vida útil de la
instalación. Como tales se entienden los precios de compra sin subvenciones o
ventajas fiscales.
3. En caso de que financie la instalación con un crédito, deseleccione la opción Sin
crédito y haga clic en Crédito. Se abrirá el cuadro de diálogo Datos del crédito.
4. Seleccione el tipo de crédito:
•
Crédito con garantías
•
Crédito sin garantías
•
Crédito de ahorro-vivienda
•
Refinanciación
5. Seleccione, o bien
financiación.
importe de la señal o bien la participación en la
6. Indique el plazo del crédito en años.
7. Indique el tipo de interés en tanto por ciento.
8. Confirme sus datos con Aceptar.
9. De vuelta en la página Rentabilidad, indique los gastos de explotación anuales y
el período de referencia.
10. Indique los costes de cambio de inversor y el tiempo previsto en años para el
cambio del inversor.
Consumo
11. En el apartado Consumo, seleccione una compañía eléctrica y una tarifa. Los
valores ofertados dependen del código postal que haya indicado en la página
Datos de proyecto, así como del tipo de proyecto indicado en la parte superior de
la página Rentabilidad. Si cambia estos datos, deberá seleccionar una nueva
tarifa.
151
Manual PV*SOL advanced
12. Seleccione, o bien los
mensual.
costes anuales de electricidad , o bien el consumo
o
En caso de que no conozca su consumo, podrá estimarlo con ayuda del
servicio web Home Energy Saver. Este enlace abre la página web
http://hes.lbl.gov/consumer/ en su navegador. Para hacerlo, necesitará
una conexión activa a Internet.
o
En caso de que desee indicar el consumo eléctrico de cada mes
individualmente, seleccione
Consumo mensual y haga clic en
Introducir. Seleccione en el cuadro de diálogo Consumo eléctrico el
consumo eléctrico de cada mes en kWh. Confirme sus datos con Aceptar.
13. Indique además el aumento anual previsto de los costes de la electricidad en tanto
por ciento.
Indicaciones para la selección de subvenciones y programas de fomento
14. Indique la renta anual y la categoría fiscal del cliente final de la instalación para
seleccionar las subvenciones.
15. Seleccione una categoría fiscal:
•
Soltero
•
Casado - Declaración de la renta conjunta
•
Casado - Declaración de la renta separada
•
Cabeza de familia
16. Existen subvenciones que se excluyen mutuamente:
dependiendo de si elige o no la opción subvención alternativa, en caso de que se
ofrezca,
se elegirá la
primera o la segunda subvención ofertada para calcular los
resultados.
Verá la subvención seleccionada automáticamente en cada caso en el apartado
"Desglose de las inversiones > Inversión neta" del informe de proyecto.
17. Podrá aceptar ingresos SREC.
SREC = Solar Renewable Energy Certificates: SREC describen los atributos
medioambientales de las instalaciones solares. Por cada 1000 KWh de energía
solar se entrega un SREC. Para ello, la instalación deberá estar certificada y
registrada. (Fuente: Wikipedia.org)
Haga clic en Introducir, para abrir la ventana Datos para el Renewable Energy
Credit. Introduzca los siguientes datos:
152
•
Tamaño del SREC en kWh
•
Periodo en años
•
Aumento SREC en tanto por ciento anual
Rentabilidad - EE.UU.
•
y si los ingresos SREC pueden gravarse.
Confirme sus datos con Aceptar.
18. Nota: En algunos programas de subvenciones californianos sólo se subvenciona la
construcción de instalaciones certificadas según las “SB1 Guidelines”. Los
módulos fotovoltaicos sujetos a subvenciones se indican en la página web
http://www.gosolarcalifornia.org/equipment/pv_modules.php.
153
16 Resultados
Página Resultados
En esta página se muestran los resultados de la simulación de rendimiento y el cálculo de
rentabilidad y se crea la presentación para el cliente.
diagrama de la vista de árbol para que
Haga clic sobre una tabla de resultados o un
los resultados en cuestión se muestren en la ventana de la derecha:
Los resultados individuales se explican en el glosario.
Presentación
1. Haga clic en Configuración, para determinar el contenido de su presentación.
2. Puede guardar la configuración de su proyecto como configuración por defecto, de
modo que esté disponible para otros proyectos.
3. Haga clic en
Mostrar, para ver la presentación.
154
16.1 Balances energéticos
Página Resultados > Balances energéticos
Una vez finalizada la simulación de una instalación fotovoltaica, se muestran los balances
energéticos en el diagrama de árbol de la página Resultados.
Seleccione el nivel principal o uno de los subsistemas para consultar el balance
energético en cuestión:
•
Balance energético : Balance energético de la instalación completa
•
Meteo : El sistema de radiación
•
Subgenerador : El sistema formado por el generador fotovoltaico y el seguidor MPP
•
WR : Inversor con lado de CA conectado a la red Dependiendo del diseño de la
instalación fotovoltaica, puede haber varios subsistemas, aunque, como mínimo,
uno.
Si se dispone de más de un sistema Meteo (por ejemplo, por haber superficies de módulos
orientadas de modos distintos), los balances energéticos se calculan en función de la
superficie correspondiente del subgenerador fotovoltaico en relación con la superficie
total de la instalación.
En caso de existir varios sistemas de subgeneradores e inversores, se suman los valores
individuales.
16.1.1 Topologías
La estructura de los balances energéticos en la vista de árbol depende de la topología de
la instalación fotovoltaica.
Una topología 1-1-1 presenta la siguiente composición:
•
1 sistema Meteo: todos los módulos están orientados de modo idéntico, y a todos
se aplica el mismo balance de radiación.
•
1 sistema de subgenerador: los módulos son del mismo modelo, y están todos
conectados juntos a un seguidor de MPP.
•
1 sistema de inversor: sólo se emplea un inversor.
Por consiguiente, una instalación con una topología 1-2-1 tendría sus módulos conectados
a dos seguidores de MPP, los cuales, sin embargo, tendrían un inversor común.
Si una instalación cuenta con dos superficies de módulos orientadas de modo distinto,
cada una conectada a un inversor propio, su topología será 2-2-2.
16.1.2 Estructura de las zonas de balance
Cada zona de balance tiene un valor inicial y un valor final, indicados en negrita sobre
fondo gris. La zona de balance de un subgenerador indica dos valores intermedios
adicionales, a modo de orientación.
155
Manual PV*SOL advanced
Los parámetros de pérdidas (en rojo) o ganancias (en verde) se indican entre el valor
inicial y el valor final. En la última columna se indica el valor porcentual de la desviación,
siempre referida a la suma registrada de los valores anteriores.
16.1.2.1 Parámetros de pérdidas y ganancias
Meteo
Radiación global horizontal
La radiación global total en el nivel horizontal, una magnitud de entrada de los datos
climatológicos.
Desviación del espectro estándar
En la técnica fotovoltaica, siempre se parte de un espectro estándar en condiciones de
prueba estándar (STC) con AM 1,5. Ya que el espectro real de radiación solar para módulos
fotovoltaicos puede ser menos favorable, se resta aquí por convención un uno por ciento a
la potencia de radiación.
Orientación e inclinación del nivel de los módulos
Dependiendo de la orientación espacial de los módulos, para cada nivel de inclinación
puede obtenerse un valor de radiación global mayor o menor que en el nivel horizontal.
Sombra
La parte de radiación que no incide en los módulos fotovoltaicos a causa de la sombra
proyectada sobre los mismos.
Reflexión en la superficie de los módulos
Una parte de la radiación que incide sobre los módulos fotovoltaicos se refleja en su
superficie antes de contribuir a la producción de corriente.
Radiación global por módulo
Se trata de la parte de radiación solar que realmente incide en el material de las células
fotovoltaicas de los módulos.
Conversión de Meteo a subgenerador
Multiplicando la radiación global sobre los módulos en kWh/m² por la superficie total del
generador fotovoltaico se obtiene la radiación global fotovoltaica en kWh.
Subgenerador
Radiación global fotovoltaica
Radiación global sobre los módulos fotovoltaicos convertida en kWh
Conversión STC
La parte de energía que se pierde mediante la conversión fotovoltaica en condiciones de
prueba estándar. Equivale a 100% - eta_STC
Energía nominal fotovoltaica
La energía cedida por el módulo en condiciones de prueba estándar
Carga parcial
156
Results - Energiebilanzen
La eficiencia de un módulo fotovoltaico varía en función de variaciones en la radiación. De
este modo pueden producirse tanto pérdidas como ganancias de energía.
Temperatura
La eficiencia de un módulo fotovoltaico depende también de su temperatura. Por regla
general, cuanto mayor sea la temperatura de un módulo, mayores serán sus pérdidas por
temperatura. También pueden producirse ganancias por este motivo en regiones frías.
Diodos
En los diodos de las cajas de conexiones de los módulos, como en cualquier componente
electrónico, se producen pérdidas que valoramos aquí de modo convencional con un
0,5%.
Discordancia (datos del fabricante)
Ya que, generalmente, los módulos fotovoltaicos de un mismo lote no poseen
exactamente la misma potencia nominal, al interconectarlos se produce una discordancia
que aplicamos aquí por convención con un 2%.
Discordancia (interconexión / sombra)
Otra discordancia puede producirse por una interconexión asimétrica, interconexión de
niveles de módulos con orientaciones distintas o una distribución irregular de sombra
sobre los módulos.
Circuito de línea
Las pérdidas por resistencia en los circuitos de línea
Circuito principal de CC
Las pérdidas por resistencia en el circuito principal de CC
Energía fotovoltaica (CC) sin ajuste mediante inversor
La energía fotovoltaica útil del lado de CC en el supuesto teórico de una configuración
ideal de seguidores MPP e inversores.
Limitación por rango de tensión de MPP
Los seguidores de MPP poseen un rango de tensión dentro del cual pueden buscar el MPP.
Si el MPP real del campo fotovoltaico se encuentra fuera de este rango, no encontrarán el
MPP óptimo, provocando pérdidas. Sin embargo, por regla general, la corriente resultante
en el campo fotovoltaico suele reducirse, fenómeno que aquí compensamos.
Limitación por corriente continua máxima
De similar modo a la limitación por rango de tensión de MPP, hay ocasiones en que se
lleva a cabo una limitación por encima de la corriente continua máxima permitida.
También en este caso se toman en consideración las pequeñas pérdidas por resistencia.
Limitación por potencia máxima de corriente continua
Análoga a la limitación por corriente continua máxima
Limitación por potencia de CA máx. /cos φ
157
Manual PV*SOL advanced
En caso de superarse la potencia de corriente alterna máxima permitida, deberá limitarse
aquí. Lo mismo se aplica en caso de que, por especificación de un cos φ determinado, se
reduzca la potencia efectiva inyectable.
Energía fotovoltaica (CC)
La energía fotovoltaica generada en el lado de corriente continua
Inversor
Energía en la entrada del inversor
La energía disponible en la entrada del inversor. Idéntica a la energía fotovoltaica (CC)
Diferencia entre la tensión de entrada y la tensión nominal
Si la tensión de entrada del lado de corriente continua difiere de la tensión nominal del
inversor, se reduce ligeramente la eficiencia de la conversión.
Conversión CC/CA
La energía que se pierde mediante la conversión de corriente continua en corriente
alterna.
Consumo propio (modo de espera, noche)
La energía que el inversor recibe de la red mientras no se encuentra inyectando.
Circuito de corriente alterna
Las pérdidas por resistencia en el circuito de corriente alterna
Energía fotovoltaica (CA)
La energía fotovoltaica del lado de corriente alterna que se puede emplear o inyectar
directamente
158
16.2 Presentación
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Mostrar
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en formato RTF del menú. El programa admite los siguientes formatos de exportación: .pdf,
.rtf, .tif, .txt, .emf, .xps y .ll
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registrado el programa.
159
17 Glosario
Ángulo de inclinación
El ángulo de inclinación es el ángulo descrito entre los módulos y la horizontal. El montaje
en fachadas se realiza con un ángulo de inclinación de 90°
Carga desequilibrada
Se denomina carga desequilibrada a la carga desigual del cable externo de una red alterna
trifásica (red trifásica)
cash flow acumulado
saldo de caja, suma del cash flow tras el pago de impuestos.
Coeficiente de rendimiento de la instalación ((Sinónimo: Performance Ratio)
El coeficiente de rendimiento mide las pérdidas de energía que se producen en
comparación con las condiciones óptimas de funcionamiento de la instalación. La energía
solar generada realmente se compara con el suministro de energía nominal. El suministro
de energía nominal se calcula multiplicando la irradiación incidente sobre la superficie
fotovoltaica inclinada por el coeficiente de rendimiento del módulo en las condiciones de
prueba estándar (25 °C, 1000 W/m²).
PR= (Energía de generador fotovoltaico (red CA) - Consumo Standby )/ (Potencia del
generador fotovoltaic, max. posible )
Comercialización directa
El precio de la electricidad comercializada directamente se emplea para calcular los
ingresos por la parte de electricidad no remunerada por ley por las compañías de
suministro eléctrico, sino vendida directamente a terceros a precio de mercado.
También se emplea para calcular los ingresos al final del periodo de pago (de la
remuneración por inyección) hasta el final del periodo considerado.
Se indica en €/kWh.
Consumo
Sólo para instalaciones con inyección del exceso de producción: es el consumo total de
energía del consumidor al año.
Consumo de corriente
Es el consumo de energía total de los consumidores por año. Además se diferencia entre
consumo de energía teórico (sin consideración de la delastre de carga) y simulado.
Consumo de Energía - Standby
El inversor requiere de energía cuando el generador FV no suministra: Esto es considerado
como el consumo de noche (20:00 - 05:00), y de otra manera considerado como el
consumo de standby.
Consumo propio, proporción de
160
Glosario
Proporción de consumo propio = Consumo propio /(consumo propio + inyección del
excedente a la red) = Consumo propio / Energía producida por los generadores
-> véase también: Fracción de cobertura solar
Corriente de cortocircuito
La corriente de cortocircuito de un módulo IK es indicada, por lo general, por el fabricante
en las condiciones de prueba estándar. Dado que la corriente del módulo también
depende de la temperatura, la corriente de cortocircuito máxima se genera a temperaturas
muy bajas, p. ej. -10 °C y con la máxima irradiación solar.
Costes de producción de energía eléctrica
Los costes de producción de energía eléctrica se calculan a partir de los costes anuales
divididos por la energía eléctrica producida.
Los costes anuales resultan de
•
los valores en efectivo de los costes anuales,
•
los pagos únicos,
•
los pagos de créditos
•
y la financiación propia, multiplicados por el factor de anualidad
Energía de generador fotovoltaico (red CA)
La energía generada por el generador fotovoltaico en el lado de corriente alterna, que el
inversor suministra e inyecta en la red en caso de inyección total. Se tienen en cuenta las
pérdidas en los módulos, cables e inversores. La energía requerida por el generador
fotovoltaico para el consumo en stand-by y el consumo nocturno se indica por separado.
No está descontada aquí.
Estado de carga de batería (SOC)
SOC máximo: Indica hasta qué SOC se carga la batería en funcionamiento normal. A SOCs
elevados se reduce el rendimiento de carga de la batería, sin poder cargarse con toda la
corriente disponible. Por tanto, la carga de la batería suele detenerse al alcanzarse un
SOC máximo.
SOC mínimo: Indica hasta qué SOC pueden descargarse las baterías como máximo.
Dependiendo del tipo de batería y de la estrategia de carga, el fabricante establece un
nivel mínimo de carga para sus baterías.
Las baterías de plomo no se deben descargar demasiado, ya que esto condiciona en gran
medida su vida útil (véase la curva de cantidad de ciclos en la base de datos de baterías).
Además del SOC, se suele indicar la profundidad de descarga o DOD (del inglés "Depth
of Discharge"). El SOC indica el estado de carga de la batería, mientras que la DOD indica
cuánta capacidad, en tanto por ciento, se extrae de la batería. Por tanto, la suma de
ambos valores asciende siempre al 100%: un SOC del 40% equivale, por ejemplo, a una
DOD del 60%.
161
Manual PV*SOL advanced
Si la corriente de descarga de la simulación es inferior a la I10 (correspondiente a C10),
puede que el SOC sea inferior a este valor, ya que el límite inferior se calcula con respecto
a la corriente actual de descarga y a la capacidad correspondiente, con la batería
descargada hasta el valor SOC. En caso de corrientes de descarga superiores a I10, puede
no ser posible alcanzar el estado de carga mínimo nominal, sino que la descarga se
interrumpa antes, para que el nivel de carga no descienda por debajo del SOC
correspondiente a la elevada corriente de descarga.
Factor de desfase (cos phi)
De acuerdo con la reforma de 2012 a la Ley Alemana de Energías Renovables para el
mantenimiento de la estabilidad de la red, con el fin de garantizar el equilibrio de potencia
reactiva entre la red y los consumidores, los explotadores de instalaciones fotovoltaicas
deben ofrecer potencia reactiva.
Por ejemplo: la compañía de suministro eléctrico solicita cos(phi) = 0,9 -> El inversor
deberá enviar un 10% más de potencia: 90% para la eficacia energética actual + 10% para
la nueva potencia reactiva
Además, las compañías de suministro eléctrico deberán poder controlar de modo remoto
las instalaciones fotovoltaicas grandes, de más de 30 KW.
Las instalaciones fotovoltaicas pequeñas, de menos de 30kW deberán poder regularse al
70%.
-> véase también: Potencia reactiva
Factor de dimensionamiento, %
= Potencia del generador FV / Potencia nominale AC del inversor
Factor de variación de precio
El factor de cambio de precios determina el porcentaje promedio de cambio de un pago
referente al año anterior.
Los precios en el base de datos, son precios básicos, que deben ser multiplicados por el
factor de alteración de precio para calcular el precio de demanda.
Precio por kWh = Precios básicos * factor de variación de precio
Las empresas de energía eléctrica consideran en el factor de alteración, el precio de la
energía y la evolución salarial. En la zona de bajo voltaje no se consideran los precios
“base”, o sea el factor de cambio es igual a 1.
Flujo de caja acumulado (saldo de caja)
Suma del flujo de caja después de impuestos.
Fracción de cobertura solar
La fracción solar indica qué porcentaje de energía requerida para cubrir la demanda
energética anual puede ser generada por la instalación fotovoltaica.
Fracción solar = Energía total cedida por el generador fotovoltaico por el lado de corriente
alterna empleada para cubrir el consumo / energía total necesaria para cubrir el consumo
162
Glosario
Instalaciones conectadas a red: energía total necesaria para cubrir el consumo =
Consumo, incluido el consumo en modo de espera del inversor
Instalaciones independientes de la red: Energía total necesaria para cubrir el consumo =
Generación = Energía total cedida por el generador fotovoltaico por el lado de corriente
alterna + energía del generador auxiliar
-> véase también: Proporción de consumo propio
Funcionamiento en paralelo
En un convertidor que permite el funcinamiento en paralelo del seguidor de MPP, pueden
interconectarse los seguidores de MPP, de manera que el rango de corriente y el de
potencia se suman.
Generador FV, irradiación
La irradiación que incide sobre la superficie del generador fotovoltaico inclinada es la
energía solar disponible tras descontar las pérdidas por sombras.
Generador FV, energía generada (en el lado CA)
La energía generada por el generador FV en el lado CA es la energía suministrada por el
inversor e inyectada en la red en caso de una inyección total. Se tienen en cuenta las
pérdidas en los módulos, cables e inversores.
Grado de autarquía
En caso de inyección del excedente con baterías, se aplica lo siguiente:
Grado de autarquía = 1- (consumo total cubierto por la red eléctrica / consumo total), en
%
Por ejemplo: un grado de autarquía del 100% significa que no se ha necesitado obtener
energía de la red.
-> Véase también: Fracción solar
Grado de eficiencia del sistema
El grado de eficiencia del sistema describe la relación entre la energía eléctrica
suministrada en el lado CA y la energía solar que incide sobre la superficie del generador
FV.
-> véase Coeficiente de rendimiento de la instalación
Integrado en el tejado
Integrado en el tejado significa que parte de la cubierta del tejado se desmonta y que los
propios módulos forman la cubierta.
Irradiación
La irradiación que incide sobre la superficie del generador fotovoltaico inclinada es la
energía solar disponible para su transformación tras descontar las pérdidas por sombras.
Una parte de esa energía se pierde por reflexión en la superficie del módulo.
Inversiones
163
Manual PV*SOL advanced
Las inversiones amortizables son los costes totales de adquisición (netos) de la
instalación fotovoltaica (materiales, estructura, montaje, registrador de datos) necesarios
para la construcción de la misma.
Inyección en la red
La energía generada por el generador fotovoltaico en el lado de corriente alterna, que el
inversor suministra e inyecta en la red. Se corresponde con la diferencia entre la energía
del generador fotovoltaico (red de corriente alterna) y el consumo propio.
Modelo de Dos Diodos
El modelo de dos diodos se considera uno de los más precisos para describir el
comportamiento eléctrico en módulos fotovoltaicos policristalinos y monocristalinos. En
base a la ecuación de Shockley, reproduce los procesos físicos que tienen lugar en el
material de la célula y los combina con un circuito eléctrico equivalente del que se pueden
extraer fórmulas para calcular las células.
MPP (Maximum Power Point, punto de máxima potencia)
La potencia de un módulo depende de la irradiación, la temperatura y también de la
tensión con la que funciona. El punto de máxima potencia es el punto en el diagrama de
corriente / tensión en el que el módulo genera la máxima potencia.
Orientación de los módulos FV / acimut
El ángulo acimutal describe la desviación de la orientación de una superficie solar
respecto a la orientación sur. El sur se indica con 0°, el este corresponde a -90°, sureste =
-45°, suroeste = 45°, oeste = 90° etc.
Paralelo al tejado
Paralelo al tejado significa que los módulos se montan con una separación pero en
paralelo a la cubierta del tejado.
Performance Ratio
-> véase coeficiente de rendimiento de la instalación
Período de amortización
Período en el cual el valor de capital de la inversión se hace positivo por primera vez.
Potencia del generador fotovoltaico
La potencia del generador fotovoltaico de un generador solar es la potencia pico que éste
genera si la irradiación solar incide en vertical con 1000 W/m². Por ello se indica en Wp o
kWp. La "p" es por "peak" = pico.
Se puede calcular un máximo de 1000 módulos. La potencia máxima del generador es
1000 veces la potencia de un módulo.
Potencia máx. de generador fotovoltaico = eficacia energética del módulo fotovoltaico x
irradiación sobre el campo de módulo
Potencia de salida del inversor (CA), regulación al 70%
164
Glosario
Es posible regular la potencia de salida del inversor (CA) en tanto por ciento de la potencia
fotovoltaica instalada.
Ejemplo: Con una potencia fotovoltaica instalada de 5kWp y una regulación al 70%, la
potencia de salida del inversor estará limitada a 3,5 kW.
Limitación frente a consumo propio:
•
De no haber ningún consumidor o baterías en la instalación, se limitará la potencia
de salida del inversor (CA) al valor indicado. Esto se corresponde por regla general
con la solución implementada por los fabricantes de inversores.
•
En caso de que haya consumidores o baterías disponibles en el equipo, la potencia
a inyectar en la red no se reduce al valor indicado en PV*SOL basic hasta el punto
de conexión a red. Así es posible aprovechar potencias fotovoltaicas superiores al
umbral de limitación (en Alemania: 70%, o en el programa de promoción de
almacenamiento de energía fotovoltaica del KfW) mediante consumo propio
directo o almacenamiento en baterías.
Potencia de entrada del inversor (CD)
Si el inversor es demasiado pequeño, la potencia de entrada del inversor debe ser
gobernado desde el inversor. Las consecuencias de la regulación al rendimiento
energético de la instalación dependen en gran medida de la relación de dimensionamiento
entre el generador fotovoltaico y el inversor, la orientación de la instalación y su
localización:
•
En Europa Central, con un factor de dimensionamiento del 100%, una regulación al
70% suele suponer pérdidas de rendimiento del 3 al 8%.
•
Cuanto mayor sea el factor de dimensionamiento, menores serán las pérdidas de
rendimiento.
•
Cuanto más difiera la orientación de la instalación de la ideal, menor será la
pérdida porcentual de rendimiento.
•
Cuanto mayor sea la irradiación solar en el lugar, mayores serán las pérdidas de
rendimiento.
•
Cuanto más variable sea la irradiación solar en el lugar, mayores serán las
reducciones de rendimiento por falta de aprovechamiento del pico de irradiación.
Potencia reactiva
De acuerdo con la reforma de 2012 a la Ley Alemana de Energías Renovables (EEG) para
mantener la estabilidad de la red eléctrica, los explotadores instalaciones fotovoltaicas
deberán ofrecer potencia reactiva para garantizar el equilibro de potencia reactiva entre la
red y los consumidores.
Por ejemplo: la compañía de suministro eléctrico solicita cos(phi) = 0,9 -> El inversor
deberá suministrar un 10% más de potencia: 90% para la eficacia energética actual + 10%
para la nueva potencia reactiva
165
Manual PV*SOL advanced
Además, las compañías de suministro eléctrico deberán poder controlar de modo remoto
las instalaciones fotovoltaicas grandes, de más de 30 KW.
Las instalaciones fotovoltaicas pequeñas, de menos de 30kW, deberán poder regularse al
70%.
Se aplican las siguientes equivalencias: potencia reactiva Q, potencia aparente S,
potencia efectiva P, factor de desfase cos(phi)
S = P / cos(phi)
Q =√(S²-P²).
Recepción de red
Corriente anual recibida por la red de corriente alterna.
Rédito
El rédito indica la relación entre los gastos y los ingresos de una inversión de dinero o
capital. La base para calcular el rédito de una instalación fotovoltaica es el beneficio en
relación a la inversión. El rédito total del capital ofrece una visión general sobre el interés
del total de la inversión. El rédito sirve como parámetro para valorar la rentabilidad de una
instalación solar.
El calculo se realiza según el método interno del tipo de interés. El interés del capital va
aumentando hasta que el valor de capital de la inversión se vuelve menor que cero.
El resultado puede interpretarse del siguiente modo:
Invertir el capital propio en esta inversión es tan bueno como invertir el capital propio en
un banco al tipo de interés del rédito.
Rendimiento específico anual
Para calcular el rendimiento anual específico de una instalación fotovoltaica se
estandariza la energía generada al año (en el lado CA) dada una superficie o la potencia de
la instalación (en kWp).
Rendimiento energético, pronóstico de rendimiento
El rendimiento energético anual describe la energía eléctrica inyectada a una red (pública).
-> véase también: Rendimiento anual específico
-> véase también: Energía de generador fotovoltaico
Seguidor de MPP
El seguidor de MPP ajusta automáticamente el punto de trabajo del generador solar al
máximo.
Sobre soporte
Las instalaciones sobre soporte son aquellas cuyos módulos se montan con ayuda de
soportes en campo abierto o en tejados inclinados con poca pendiente.
STC (Standard Test Conditions, condiciones de prueba estándar)
166
Glosario
Las condiciones de prueba estándar se introdujeron para permitir una comparación
unitaria de módulos (potencia). Describen las condiciones marco en las que se obtuvieron
los valores característicos de las hojas de datos. Éstas son una temperatura de 25 °C, una
irradiación de 1000 W/m² y un factor AM de 1,5 (AM "Air Mass" o masa de aire, describe la
trayectoria de la radiación solar a través de la atmósfera y, con ello, la composición
espectral de la luz).
Temperatura exterior
La temperatura exterior es un dato de los archivos climatológicos. Se necesita para
determinar la temperatura del módulo, ya que la eficacia energética del módulo depende
de la temperatura (véase Parámetros de módulos fotovoltaicos).
Temperaturas NEC
Dependiendo de la posición de montaje, de la temperatura ambiente y de la irradiación
sobre los módulos, se genera en los módulos una temperatura determinada. Ésta se
puede introducir a mano, en base a valores estándar previos o en base al NEC® (National
Electrical Code®). Si se seleccionan las temperaturas NEC, se introducirán las
temperaturas correspondientes en dependencia del código postal (CP) de la instalación.
Se emplea para los Límites de conexión - Condiciones básicas de la conexión de
inversores
Tensión en circuito abierto
La tensión en circuito abierto de un módulo UL es indicada, por lo general, por el
fabricante en las condiciones de prueba estándar. Dado que la tensión del módulo
también depende de la temperatura, la tensión en circuito abierto máxima se genera a
temperaturas muy bajas, p. ej. -10 °C y con la máxima irradiación solar.
Tensión máxima del sistema
Este valor indica la tensión máxima a que puede someterse un generador fotovoltaico.
Sólo se deben conectar en serie tantos módulos como se pueda sin superar la tensión
máxima de sistema de los módulos a la tensión de circuito abierto máxima (véase Límites
de conexión). La tensión máxima del sistema se tiene en cuenta al conectar el inversor.
Tiempo de autonomía
El periodo en el que las baterías pueden cubrir el consumo sin respaldo del generador
auxiliar.
Valor capital
El valor capital se calcula a partir de la suma de:
•
Los valores efectivos de todos los costes anuales.
•
El valor efectivo de todos los ingresos y ahorros anuales.
•
El valor efectivo de los pagos de créditos.
•
El valor efectivo de los pagos de impuestos.
•
Los pagos únicos.
•
Las ayudas económicas/subvenciones.
167
Manual PV*SOL advanced
•
168
La financiación propia
169
Manual PV*SOL advanced
18 Index
2
240V .......................................................................... 52
A
Abrir proyectos ......................................................... 40
Acimut ....................................................................... 74
Activación ................................................................... 4
Actualización de base de datos ........................... 45, 49
Actualización del programa ...................................... 45
Actualización por Internet .................................. 45, 49
Administración de archivos ....................................... 40
Administración de bases de datos ............................ 49
Advertencias ............................................................. 13
American Wire Gauge ............................................... 45
Área bloqueada ......................................................... 90
Área de dimensionamiento..................................... 119
Áreas límite de interconexión ................................. 119
Configuración regional ............................................. 45
Consumidores .......................................................... 56
Consumo propio ..................................................... 151
Consumo total anual ................................................ 56
Contenidos de la presentación ............................... 150
Costes de adquisición ............................................. 136
Criterios de interconexión ................................ 45, 114
Cuadro de diálogo de clima ...................................... 52
D
Datos característicos para módulos fotovoltaicos . 106
Datos climáticos ....................................................... 45
Datos de cables ...................................................... 129
Datos de usuario ...................................................... 45
Datos del proyecto ................................................... 51
Definiciones ............................................................ 151
Degradación de los módulos .................................. 103
Demanda anual de energía ...................................... 56
B
Diagrama de carga eléctrica ..................................... 62
Barra de estado de error ........................................... 13
Directivas SB1 ......................................................... 142
Bases de datos .................................................... 41, 45
británico .................................................................... 45
Dirección .................................................................. 51
Distribución del tejado ............................................. 74
Búsqueda en bases de datos ..................................... 42
E
C
Editar configuración ............................................... 111
Cables...................................................................... 129
Calidad de la configuración de la instalación .......... 114
Calidad de la interconexión .................................... 121
Carga desequilibrada ........................................ 45, 119
Carpetas .................................................................... 45
Categoría fiscal ........................................................ 142
Clasificación de las configuraciones de instalación .114
Coeficiente de rendimiento de la instalación ......... 151
Complementos a la dirección.................................... 51
Conceptos técnicos ................................................. 151
Condiciones básicas para la interconexión de
inversores ...................................................... 45, 119
Conductor de corriente alterna .............................. 129
Conductor de corriente continua ............................ 129
Conductor de línea .................................................. 129
Configuración automática de la instalación ............ 114
Configuración de la instalación ............................... 111
170
Editar interconexión de inversores ........................ 117
Editor de vista preliminar ....................................... 150
Empresa ............................................................. 41, 42
Envejecimiento ....................................................... 103
Error ......................................................................... 13
Estado de entrega .................................................... 45
Estructura de instalación ........................................ 145
Estructura del programa ............................................ 9
Exportación - Proyectos ........................................... 40
Exportación - Resultados ........................................ 150
Exportación de la base de datos............................... 41
F
F1.............................................................................. 48
Factor de dimensionamiento ................................. 121
Favoritos................................................................... 42
Filtros de bases de datos .......................................... 42
Formato pdf ........................................................... 150
Index
Fracción solar ............................................................ 74
Número de módulos interconectados............ 111, 117
Fuente de datos ........................................................ 41
Número de serie ......................................................... 5
G
O
Glosario ................................................................... 151
Opciones .................................................................. 45
Guardar ..................................................................... 40
Orientación del módulo fotovoltaico ....................... 75
Guardar proyectos .................................................... 40
P
H
Página web ............................................................... 48
Hoja de pedido .......................................................... 48
País ........................................................................... 45
Hojas de datos ........................................................ 145
Parametrización del módulo fotovoltaico ................ 74
Parámetros de módulo fotovoltaico ...................... 106
I
Pérdida de potencia ............................................... 103
Importar bases de datos ........................................... 41
Pérdidas de línea ...................................................... 56
Inclinación del módulo fotovoltaico ......................... 75
Información............................................................... 13
Informe del proyecto ................................ 45, 145, 150
Instalación fotovoltaica montada sobre soporte ......90
Instrucciones breves ................................................... 9
Interconexión automática ....................................... 114
Interconexión de un inversor .......................... 111, 117
Internet - Sin acceso a Internet ................................. 45
Inversor ..................................................... 41, 111, 121
Inyección a la red .................................................... 151
L
Límites de interconexión......................................... 119
Longitud de cable .................................................... 129
Perfil de carga..................................................... 56, 62
Período de referencia ............................................. 142
Períodos de operación ............................................. 56
Plano del tejado ............................................. 145, 150
Plantilla..................................................................... 40
Portada ........................................................... 145, 150
Potencia del generador fotovoltaico ........................ 75
Potencia en modo de espera .................................... 56
Preselección de inversores ..................................... 114
Presentación para el cliente ........................... 145, 150
Prueba de interconexión .........................111, 119, 121
R
Rango de tolerancia ............................................... 119
Luz ............................................................................. 56
Reducción de potencia ........................................... 103
M
Registros de datos .................................................... 45
Mensajes ................................................................... 13
métrico...................................................................... 45
Módulos fotovoltaicos .............................................. 41
Montaje .................................................................... 74
N
Nombre del proyecto ................................................ 51
Notas de lanzamiento ............................................... 50
Novedades de esta versión ....................................... 50
Nuevas propiedades del programa ........................... 49
Nuevo proyecto ........................................................ 40
Nuevos lanzamientos ................................................ 49
Número de módulos fotovoltaicos ........................... 74
Registro ...................................................................... 4
Registros de datos del sistema ................................. 42
Registros de datos propios ....................................... 42
Rendimiento energético de la instalación solar ..... 145
Rentabilidad ................................................... 133, 145
Requisitos del sistema ................................................ 3
reset ......................................................................... 45
Resultados de la simulación ................................... 145
S
Sección de cable ..................................................... 129
Seguidor de MPP .................................................... 121
Selección de bases de datos ..................................... 42
Selección de inversores .................................... 42, 114
Selección de módulos fotovoltaicos ................... 42, 74
171
Manual PV*SOL advanced
Selección de registro de datos .......................... 42, 150
Tensión máxima del sistema .................................... 45
Seleccionar el clima................................................... 52
Tienda online ............................................................ 48
Simulación - Sin simulación ....................................... 13
Tipo de instalación ................................................... 52
Simulación de rendimiento ..................................... 145
Tipo de módulo fotovoltaico .................................... 74
Sistema de unidades ................................................. 45
Tipo de montaje ....................................................... 90
Situación de montaje ................................................ 74
Tolerancias ............................................................. 119
Sombra .................................................................... 103
Superficie de distribución ......................................... 90
Superficie del módulo ............................................... 74
Superficie del tejado ................................................. 90
Superficie libre .......................................................... 90
T
V
Validez de la configuración de la instalación .......... 111
Valores característicos de módulos fotovoltaicos .. 106
Valores característicos del inversor........................ 122
Valores de cables.................................................... 129
Valores de interconexión de inversores ................. 121
Tarifas de energía eléctrica ..................................... 142
Valores estándar ...................................................... 45
Tasa de rendimiento ............................................... 151
Versión completa ....................................................... 4
Tejado, actual............................................................ 90
Vida útil .......................................................... 135, 142
Temperaturas NEC .................................................. 119
Vista general del proyecto...................................... 145
Tensión de red ...................................... 45, 52, 56, 129
Vista previa fotográfica ............................................ 78
172
173