Suministro de energía eléctrica a una vivienda rural ...deeea.urv.cat/DEEEA/lguasch/StelutaNedelcu...

Suministro de energía eléctrica a una vivienda rural aislada mediante fuentes de energía renovables

TITULACIÓN: Ingeniería Técnica Industrial especialidad Electricidad

AUTORS: Steluta NEDELCU

DIRECTORS: Luis GUASCH PESQUER

FECHA: junio del 2009


MEMORIA





Índice 1 Objeto ......................................................................................................................... 5

2 Alcance....................................................................................................................... 5

3 Antecedentes .............................................................................................................. 5

3.1 Ubicación de la granja........................................................................................ 5

3.2 Características generales de la granja................................................................. 7

3.3 Criterios generales de diseño.............................................................................. 9

3.4 Energía eólica..................................................................................................... 9

3.4.1 Producción de energía eólica a nivel mundial............................................ 9

3.4.2 Caracterización energética del viento ...................................................... 10

3.4.3 Distribución Weibull ................................................................................ 11

3.4.4 Tipos de aerogeneradores......................................................................... 14

3.5 Energía solar..................................................................................................... 17

3.5.1 La naturaleza de la energía solar .............................................................. 17

3.5.2 Los movimientos de la Tierra................................................................... 17

3.5.3 La radiación solar ..................................................................................... 18

3.5.4 El módulo fotovoltaico............................................................................. 21

3.5.5 Clasificación de las células FV ................................................................ 21

3.5.6 Comportamiento eléctrico ........................................................................ 22

3.5.7 Estructura soporte de los módulos fotovoltaicos...................................... 24

3.5.8 Dispositivos de orientación de los módulos............................................. 25

3.6 Sistemas híbridos fotovoltaicos-eólicos ........................................................... 27

3.7 El acumulador eléctrico.................................................................................... 29

3.8 El regulador ...................................................................................................... 31

3.9 El inversor ........................................................................................................ 32

3.10 Grupo electrógeno ........................................................................................ 33

4 Normas y referencias................................................................................................ 33

4.1 Disposiciones legales y normas aplicadas........................................................ 33

4.2 Bibliografía....................................................................................................... 34

4.3 Programas de cálculo ....................................................................................... 34

4.4 Plan de gestión de la calidad aplicado durante la redacción del proyecto ....... 34

4.5 Otras referencias............................................................................................... 34

4.6 Programas de cálculo ....................................................................................... 35

5 Definiciones y abreviaturas...................................................................................... 35

5.1 Definiciones ..................................................................................................... 35

5.2 Abreviaturas ..................................................................................................... 35

6 Requisitos de diseño................................................................................................. 36

6.1 Ubicación ......................................................................................................... 36

6.2 Edificaciones .................................................................................................... 36

6.3 Potencia instalada............................................................................................. 36

7 Análisis de soluciones .............................................................................................. 38

7.1 Altura de la torre del aerogenerador................................................................. 38

7.1.1 Velocidad del viento a 80 m de altura...................................................... 38

7.1.2 Velocidades del viento a diferentes alturas de la torre............................. 39

7.1.3 Energía producida por el aerogenerador para a una altura.32 m.............. 42

7.2 Inclinación de los módulos fotovoltaicos......................................................... 44

7.3 Estructura de los módulos: fija y con rotación en un eje. ................................ 45

7.4 Potencia nominal del sistema fotovoltaico....................................................... 47

7.5 Justificación del sistema híbrido ...................................................................... 50

7.6 Suma de las dos fuentes de energía.................................................................. 51

7.7 Energía eléctrica generada por el sistema híbrido............................................ 52

8 Resultados finales..................................................................................................... 54

8.1 El sistema híbrido............................................................................................. 54

8.2 El aerogenerador eólico.................................................................................... 56

8.3 Energía producida con las dos fuentes de energía renovables ......................... 60

8.3.1 Elección de la potencia nominal instalada para el sistema FV ................ 60

8.3.2 Elección de la altura de la torre. ............................................................... 60

8.3.3 Elección de la estructura del sistema FV ................................................. 60

8.3.4 Elección del ángulo optimo para el sistema fotovoltaico......................... 60

8.4 Elección de la tensión nominal del sistema híbrido ......................................... 63

8.5 Módulo FV seleccionado ................................................................................. 63


8.7 El regulador FV................................................................................................ 64

8.8 El inversor ........................................................................................................ 65

8.9 Grupo electrógeno ............................................................................................ 66

8.10 Accionamiento eléctrico............................................................................... 66


Memoria Página 5

1 Objeto

El objeto del proyecto es la realización de un estudio sobre la implementación de un sistema híbrido de suministro de energía eléctrica, de origen fotovoltaico y eólico, para la alimentación de una granja aislada de la red de suministro de energía eléctrica. La ubicación de la casa se encuentra en una zona agrícola del Balta Borcea al sureste de Rumanía.

Con este proyecto se presenta una solución al suministro de energía eléctrica a viviendas rurales aisladas con potencial eólico y fotovoltaico, que minimice el impacto ambiental y se adapte a la normativa vigente.

2 Alcance

En este proyecto se abordan los aspectos siguientes:

Sistema eólico:

- distribución mensual del viento;

- velocidad del viento a diferentes alturas del torre;

- selección de la turbina;

- estimación de la energía producida con el aerogenerador escogido.

Sistema fotovoltaico:

- estimación de la irradiación solar en la zona;

- estimación del ángulo optimo para la inclinación de los módulos;

- estimación de la cantidad de energía eléctrica producida con diferentes potencias nominales instaladas (1 kWp, 1.5 kWp, 2 kWp);

Accionamientos eléctricos:

- seleccionar y configurar el accionamiento adecuado para el sistema de bombeo de agua.

3 Antecedentes

3.1 Ubicación de la granja La realización de este proyecto, en la Escola Tècnica Superior d’Enginyeria de la

Universidad Rovira i Virgili, ha sido posible gracias al acuerdo bilateral, dentro del programa de movilidad Sócrates-Erasmus, entre la Universitatea Politehnica din Bucuresti y la Universidad Rovira i Virgili.

El objeto de este proyecto es diseñar un sistema para el suministro de energía eléctrica en una vivienda aislada en la región de Balta Borcea (Rumanía), mediante fuentes de energías renovables.


Memoria Página 6

Rumanía es un país con recursos renovables medios, debido a su posición geográfica. La producción de energía eléctrica utilizando dichos recursos se puede incluir en el sistema eléctrico nacional o se puede utilizar en la alimentación de cargas aisladas de la red eléctrica. Como la utilización de las energías renovales es cada vez más apoyada y estimulada por la Unión Europea, en Rumanía se buscan aplicaciones adecuadas para su uso. Un nuevo programa del gobierno propone la restitución de un porcentaje del 90% de la cantidad de dinero pagado en la adquisición de un sistema utilizado en la producción de electricidad o la calefacción mediante fuentes renovables (con un limite de 7000 €).

La granja objeto del proyecto se encuentra el la región de Balta Borcea, al sureste de Rumanía, tal como se aprecia en la Figura 3-1. Concretamente, se encuentra situada en una isla del Danubio (ver Figura 3-2 y Figura 3-3) donde no existe ninguna población. Balta en rumano significa charca, y está justificado porque antiguamente mayoría de la superficie de esta isla estaba cubierta por marismas. A partir de 1960 se aplicaron en Rumanía políticas agrarias que, en este caso, supuso la desecación de dichas marismas para su conversión en terreno de cultivo.

La granja se encuentra aislada física y eléctricamente y está separada del pueblo de Borcea por un brazo del Danubio. El objeto del proyecto consiste en diseñar un sistema híbrido que genere energía eléctrica a partir de dos fuentes de energía renovables: eólica y fotovoltaica, en una ubicación que no está muy favorecida por los vientos.

Figura 3-1 Mapa de Rumanía y la ubicación de la vivienda rural. Fuente: Google Imagery

Figura 3-2 Mapa de Balta Borcea y la ubicación de la vivienda rural Fuente: Google -

Imagery


Memoria Página 7

Figura 3-3 Mapa de Balta Borcea y la ubicación de la vivienda rural Fuente: Google Imagery

Hoy en día, Balta Borcea, es una isla bordeada por dos brazos del Danubio con un terreno muy llano, y solamente una pequeña parte de su superficie es reserva natural. La zona agrícola está dividida en parcelas que pertenecen a propietarios privados. Mayoritariamente se cultivan: cereales, maíz y girasol (Figura 3-4). También se existen explotaciones de apicultura (Figura 3-5).

Figura 3-4 Plantación de cereales en Balta Borcea

3.2 Características generales de la granja La granja está ubicada en una finca dedicada a la explotación agraria y a la apicultura.

Estas tareas serán llevadas a cabo por un trabajador que vivirá con su familia en dicha granja. Además de la casa para la residencia, existen otras dos dependencias, un granero donde salvaguardar el grano y un almacén para los utensilios.


Memoria Página 8

Figura 3-5 Colmenas en Balta Borcea

La vivienda es una casa prefabricada en madera, de dos plantas, con una superficie

habitable de 100 m2 aproximadamente, como se puede observar en la Figura 3-6. En la primera planta se encuentran el salón, el comedor, la cocina y un baño. En la planta superior se encuentran 2 habitaciones, 1 baño y una suite con baño interior.

Figura 3-6 Casa prefabricada en madera

La vivienda está ocupada durante todo el año y el sistema híbrido debe suministrar energía eléctrica para las necesidades diarias de las personas que viven en ella. En esa zona no existe suministro de agua corriente y será necesaria la extracción de agua de un pozo.


Memoria Página 9

3.3 Criterios generales de diseño El proyecto es un estudio teórico, que aporta una solución de suministro de energía

eléctrica en viviendas situadas en zonas lejanas a la red eléctrica de suministro. En la actualidad no existe ninguna vivienda en la zona, ni está prevista la construcción de ninguna granja. El suministro se hace exclusivamente con la ayuda de los recursos renovables disponibles: energía del sol y del viento

Las características de la zona son: - una irradiación con un valor medio anual entre 1550 y 1650 kWh/m2

- los vientos locales que soplan especialmente en invierno, pueden alcanzar velocidades entre 30y 35 m/s, pero en verano soplan esporádicamente y proporcionan un aire seco y caluroso del oeste.

3.4 Energía eólica

3.4.1 Producción de energía eólica a nivel mundial Hoy en día la energía eólica se esta convirtiendo en una fuente muy importante dentro

de las energías renovables .En la Figura 3-7 se puede observar la evolución de la potencia suministrada por la fuente eólica desde año 1996 hasta 2008.

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008Ańo

[MW

]

Figura 3-7 Evolución de la potencia generadora eléctrica instalada a partir de energía eólica.

Fuente:Global Wind Energy Council (Belgium)

Aunque la mayor parte de la energía es suministrada por grandes parques eólicos se pueden utilizar instalaciones eólicas de pequeño tamaño. La potencia de estas máquinas oscila desde unos kilovatios hasta el centenar y se puede utilizar en casas aisladas, granjas, sistemas de comunicación y otras aplicaciones como se puede observar en la Tabla 3-1.


Memoria Página 10

Denominación Potencia nominal [kW]

Utilización

Muy baja 1÷10Iluminación, sistemas de comunicación, refugios de montana, viviendas aisladas (sistemas EO-FV), granjas, bombas de agua, etc.

Baja 10÷100 Comunidades de vecinos, sistemas mixtos EO-Diesel, tratamientos, drenaje de aguas, etc.

Media 100÷1000 Parques eólicos (terreno complejo).

Alta 1000÷10000 Parques eólicos (terreno llano, mar adentro).

Muy alta >10000 En fase de investigación y desarrollo, requieren nuevos diseños y materiales no convencionales.

Tabla 3-1 Clasificación de aerogeneradores para producción eléctrica en función de su potencia. Fuente: Energía Eólica, IDEA

Los generadores eólicos de baja potencia, también llamados aerogeneradores, tienen las siguientes ventajas:

- se evitan pérdidas en transporte ya que la energía se producía en el mismo lugar que se demanda;

- no se requieren grandes espacios para su instalación;

- en caso de que no es un consumidor aislado, esta tecnología permite al consumidor ser productor de energía, vendiendo la energía excedente a los demás consumidores a través de la red.

Los aerogeneradores con una potencia menor de 1 kW, microaerogeneradores, se emplean en una gran variedad de aplicaciones como refugios de montaña, la carga de baterías para embarcaciones, sistemas de comunicación, etc. Las turbinas de 1 a 10 kW, miniaerogeneradores, se suelen usar en viviendas aisladas, comunidades de vecinos, para bombear agua, etc.

3.4.2 Caracterización energética del viento

La masa de aire en movimiento es energía cinética que puede ser transformada en energía eléctrica. La cantidad de energía que contiene el viento, antes de pasar a través de un rotor, depende de tres parámetros: la velocidad del viento incidente, le densidad del aire y el arrea barrida por el rotor. Se utiliza la siguiente formula:

2

3vSP ⋅⋅=

ρ (1)

Donde:

- P es la potencia [W]

- ρ es la densidad del aire [kg/m3]


Memoria Página 11

- S es la superficie barrida por el rotor [m2]

- v es la velocidad del viento [m/s]

Del análisis de esta ecuación se puede obtener las siguientes conclusiones:

- la energía del viento es proporcional al cubo de la velocidad.

- la potencia es directamente proporcional al área barrida por el rotor de la turbina que tiene la expresión:

2RS ⋅= π (2)

Donde:

- R radio del rotor.

Por lo tanto la cantidad de energía depende de la radio del rotor.

Antes de instalar un aerogenerador es conveniente conocer el potencial del viento en el lugar de emplazamiento. Un incremento del diámetro del rotor produce un importante incremento de la potencia.

- la potencia depende linealmente de la densidad del aire, cuanto más pesado sea el aire más energía recibirá el aerogenerador. La densidad del aire varía con la temperatura y la altura. El aire caliente es menos denso que el frió y por tanto cualquier turbina producirá menos energía durante el verano que durante el inverno con la misma velocidad del viento. También, a una igual temperatura, en un lugar situado a una cota próxima al nivel del mar, el aerogenerador tendrá una energía producida superior a otro que se encuentre a mayor altitud, por el hecho de que la densidad del aire disminuye con la altura.

Por tanto para hacer una aproximación del aporte de la cantidad de energía eléctrica a producir por una instalación eólica se necesitan dos cosas:

- la velocidad media del viento en aquella zona

- el tipo de aerogenerador utilizado.

3.4.3 Distribución Weibull La potencia generada por los aerogeneradores en relación a la velocidad del viento

viene por la denominada curva de potencia. Dicha curva es una de las características más significativas de los aerogeneradores y cada tipo de aerogenerador tiene su propia curva de potencia. Se hace preciso conocer el perfil de las velocidades del viento para aproximar la potencia entregada por el aerogenerador.

La velocidad del viento está siempre cambiando y por eso es preciso utilizar métodos estadísticos para poder describir su evolución a lo largo de un periodo.

Existen varias funciones que pueden describir la frecuencia de las velocidades en una curva. Las dos más importantes y más utilizados son las funciones de Weibull y Rayleigh. La distribución de Weibull tiene dos parámetros y la de Rayleigh tiene solamente uno lo que hace que la primera mencionada sea algo más versátil.

La distribución Weibull es una función de probabilidad, representada mediante una curva, que muestra en tanto por ciento la distribución de la velocidad de viento a lo largo de un periodo de tiempo en un lugar determinado.


Memoria Página 12

La distribución estadística de las velocidades del viento varía de un lugar a otro del globo, dependiendo de las condiciones climáticas locales, del paisaje y de su superficie. La distribución de Weibull utilizada puede variar tanto en la forma como en el valor medio.

La distribución de Weibull es la función de densidad de probabilidad de la distribución de la velocidad del viento f(v) y tiene la forma:

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛−−

⋅⎟⎠⎞

⎜⎝⎛⋅=

k

cvk

ecv

ckvf

1

)( (k>0, v>0, c>1) (3)

Donde:

- c es el parámetro de escala

- k es el parámetro forma de distribución

Los dos parámetros indican las características promediadas del viento en el emplazamiento.

El factor de distribución de forma de energía eólica, k, se define como la relación entre la energía obtenida en un año y la energía que se obtendría en ese año si la velocidad del viento se mantuviera constante e igual a la velocidad media (que no es realmente disponible). Como la energía eólica esta proporcional al cubo de la velocidad del viento (ver apartado 3.4.2), se puede escribir:

3

3

vvk = (4)

Donde:

- 3v Es la velocidad instantánea del viento [m/s]

- 3

v Es la velocidad media del viento [m/s]

En dos lugares en los que la velocidad media del viento v sea la misma, se tendrá más energía disponible en aquel en que el factor de distribución k sea mayor como se puede observar en la Figura 3-8.

Figura 3-8 Densidad de probabilidad de la distribución de la velocidad del viento para diferentes parámetros de forma


Memoria Página 13

El área bajo la curva siempre vale exactamente 1, ya que la probabilidad de que el viento sople a cualquiera de las velocidades, incluyendo el cero, debe ser del 100 %. Se puede observar que la función de densidad de Weibull es relativamente más estrecha cuando el parámetro de forma crece. El pico también se mueve en la dirección superior de la velocidad del viento cuando aumenta el parámetro de forma.

En la mayoría de los casos los valores de k están comprendidos entre 1.3 y 4.3 pero cuando no se dispone de muchos datos suele aceptarse la simplificación de hacer k=2, que se conoce como distribución de Rayleigh.

La función de distribución es:

k

cv

evF⎟⎠⎞

⎜⎝⎛−

−=1)( (5)

La velocidad del viento se puede expresar en función de la distribución de Weibull como sigue:

( ) ( )∫∞

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ +Γ⋅==⋅=

0

1...kncdvvfvv nn

n (6)

Donde:

- ⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ +Γ

kn1 es una forma de la función gama

∫∞

− ⋅=⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ +Γ

0

111 dxxek

kx (6)

La velocidad media del viento es el primer momento de la función de densidad (n=1), resulta:

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ +Γ⋅==

kcvv 11)1( (7)

Si se multiplica la distribución de la velocidad del viento, f(v), por la energía del viento, se obtiene la distribución de la energía del viento. La energía total del viento es:

∫ ∫∞ ∞

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ +Γ⋅⋅

⋅=⋅

⋅⋅=⋅=

0 0

33 31

2)(

2)(

kcSdvvfvSdvvfPE ρρ (8)

Donde:

- P es la potencia [W]

- ρ es la densidad del aire [kg/m3]

- S es la superficie barrida por el rotor [m2]

- v es la velocidad del viento [m/s]

Para determinar los parámetros c de escala y k de forma de la distribución, se puede utilizar una aproximación de mínimos cuadrados partiendo de la función distribución de Weibull en la forma siguiente:


Memoria Página 14

1-F(v)=k

cv

e⎟⎠⎞

⎜⎝⎛−

(9)

De esta resulta:

→k

cvvF ⎟⎠⎞

⎜⎝⎛=− )](1ln[ → ckvk

cvvF

k

lnlnln)]}(1ln[ln{ ⋅−⋅=⎟⎠⎞

⎜⎝⎛=−−

Denominación:

- )]}(1ln[ln{ vFy −−=

- vx ln=

- ckb ln⋅−=

- kb

ec−

=

Para n pares de valores (x,y) se obtienen los valores de k y b:

-

n

xx

n

yxyx

kn

nn

n

n

n

n

nn

n2

1

1

2

11

1

⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛

−

⋅−⋅

=

∑∑

∑∑∑

=

=

==

=

- n

xk

n

yxkyb

n

n

n

n∑∑==

⋅−=⋅−= 11

-

])([

1 1

1

2

1

1

2

11

n

yxyx

n

xx

n

xk

k

n

y

kb

n

n

n

nn

n

n

nn

n

n

n

n

n

eec

∑ ∑∑

∑∑∑∑

=== =

−

=

===

⋅

−⋅

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

−

⋅

⋅

−−

−

Hoy en día, la adquisición de datos en muchos lugares del mundo permite describir con bastante fiabilidad la función de densidad de Weibull si el período de tiempo no es demasiado corto.

Periodos de horas, o incluso de varios días son insuficientes para definir con fiabilidad la función de densidad de Weibull (o cualquier otra función de estadística), pero con períodos de varias semanas o meses, generalmente la función de densidad de Weibull se ajusta razonablemente bien a los datos observados.

3.4.4 Tipos de aerogeneradores

Los dos grandes grupos de aerogeneradores, que dependen de la posición del eje de giro respecto a la dirección del viento, son:

- Aerogeneradores de eje horizontal (HAWT), el eje de rotación es paralelo a la dirección del viento como se puede observar en la Figura 3-9.


Memoria Página 15

Figura 3-9 Aerogenerador de eje horizontal

Se puede clasificar, según su velocidad de giro en:

- Aerogeneradores lentos: tienen en general un número alto de palas. Poseen un elevado par de arranque, gracias al cual pueden ponerse en marcha incluso con velocidades de viento muy bajas. Su baja velocidad de rotación hace que no se utilicen para la producción de energía eléctrica, sino que son más adecuados para bombear agua.

- Aerogeneradores rápidos: presentan un par de arranque pequeño y requieren velocidades de viento del orden 4 a 5 m/s para su puesta en marcha. La mayoría poseen tres palas y se utilizan para la producción de energía eléctrica. Su gama de potencias es muy amplia, va desde modelos de 1 kW para instalaciones autónomas a modelos de gran potencia (hasta unos 10 MW actualmente).

- Aerogeneradores de velocidad intermedia: tienen entre 3 y 6 palas y sus características se encuentran entre las correspondientes a los dos casos anteriores. Se utilizan cuando las condiciones de viento no son muy favorables y en general son de pequeña potencia y se destinan a la producción de energía eléctrica, generalmente, para equipos aislados.

- Aerogeneradores de eje vertical (VAWT), el eje de rotación es perpendicular a la dirección del viento.

Se puede clasificar, según dos diseños básicos en:

- Tipo Savonius: se compone de dos semicilindros de igual diámetro situados paralelamente al eje vertical de giro (Figura 3-10). La principal ventaja consiste en que puede trabajar con velocidades de viento muy bajas. Presenta buenas características aerodinámicas para el autoarranque. Se


Memoria Página 16

utiliza en la producción de energía eléctrica en redes aisladas o para el bombeo de agua.

Figura 3-10 Aerogenerador en eje vertical Savoniusn

- Tipo Darrieus: está formado por tres alas de forma ovalada de perfil aerodinámico (Figura 3-11). Tiene características parecidas a las de aje horizontal con un par de arranque muy pequeño. Su potencia es pequeña y aunque su aplicación es similar a los aerogeneradores rápidos de eje horizontal, están poco implantados.

Figura 3-11 Aerogenerador en eje vertical Darrieus


Memoria Página 17

Debido a su simetría vertical no necesitan sistemas de orientación para alinear el eje de la turbina con la dirección del viento y por tanto su mantenimiento es sencillo. Presentan menor velocidad de giro y su rendimiento es menor cuando se comparan con aerogeneradores de eje horizontal de la misma potencia.

3.5 Energía solar

3.5.1 La naturaleza de la energía solar El sol es una inmensa esfera de gases a alta temperatura, con un diámetro de 1.39x109 m

situado a la distancia media de 1.5x1011 m (llamada unidad astronómica) respecto a la Tierra, formado fundamentalmente por helio, hidrógeno y carbono. Genera una gran cantidad de energía mediante reacciones de fusión, por ejemplo dos átomos de hidrógeno que producen helio. La generación de energía proviene, por tanto, de la pérdida de masa del Sol. Esta energía llega a la superficie de Tierra en forma de radiación solar de una manera desiguala que varía en función de:

- la distancia Tierra-Sol

- hora del día.

- inclinación del globo terráqueo respecto al Sol.

- zona de la superficie terrestre.

- el diámetro solar y la temperatura del Sol.

- otros.

3.5.2 Los movimientos de la Tierra

Los movimientos de la Tierra son los causantes de las estaciones, de la alternancia día-noche, de la distinta duración del día y de la noche a lo largo del año y como consecuencia la diferente cantidad de irradiación recibida en cada punto de la superficie terrestre. Los tipos de movimiento son:

- Alrededor del sol (translación): el centro de la Tierra gira alrededor del Sol describiendo una elipse. El periodo de revolución, o año, solar es de 365,25 días. Al ser una órbita elíptica hace que el planeta se encuentre en algún momento más alejado del Sol, se le llama afelio y se produce en Julio. La posición más próxima de la Tierra al Sol, se le llama perihelio y sucede en Enero. Estas posiciones corresponden con el solsticio de verano cuando el día es el más largo del año y respectivamente el solsticio de inverno cuando la noche es la más larga del año.

- De rotación alrededor del eje polar. La Tierra gira alrededor de un eje imaginario, llamado eje polar, que no es perpendicular al plano de la órbita que describe alrededor del Sol, sino que esta 23° 27’ inclinado con respecto al mismo. Este eje corta a la superficie terrestre en dos puntos diametralmente opuestos, llamados polos Norte y Sur. El periodo de rotación alrededor del eje polar, tomando como referencia al Sol, es de un día solar o 24 horas. Se debe a esta inclinación los cambios de altura del Sol sobre el horizonte, la desigualdad de los días y las noches y de la sucesión de situaciones climáticas que dan lugar a las estaciones.


Memoria Página 18

Puesto que el Sol se encuentra a diferente altura sobre el horizonte, su radiación llega a la superficie con más o menos efectividad. Durante el invierno 1 m2 de superficie terrestre recibe menos de la mitad de la energía que recibe durante el verano, razón por cual el ambiente resulta más frío.

Los movimientos de translación y de rotación se pueden observar en la Figura 3-12.

- De precesión: además del Sol, también la Luna ejerce su acción gravitacional sobre la Tierra. El movimiento de precesión, también denominado precesión de los equinoccios, es debido a que la Tierra no es esférica sino un elipsoide achatado por los polos. Si la Tierra fuera totalmente esférica sólo realizaría los movimientos anteriormente descritos. Se llama equinoccio a cada uno de los dos puntos de la esfera celeste en los que la elíptica corta el ecuador celeste. Sucede dos veces al año, lo que conocemos como equinoccio de primavera y equinoccio de otoño. En estas dos veces la noche tiene la misma duración que el día en todos los lugares de la tierra.

- Nutación: este movimiento también es debido al achatamiento de los polos y a la atracción de la Luna sobre el eje (una pequeña vibración). Este movimiento se produce mientras se está produciendo el movimiento de precesión.

Figura 3-12 Los movimientos de la Tierra

3.5.3 La radiación solar La energía emitida por el Sol viaja en forma de ondas electromagnéticas. Su velocidad

de propagación en el vacío siendo de c=300.000 km/s, con lo cual para una distancia media Tierra-Sol de 1.5x1011 m el tiempo que tarda en llegar la luz solar es de unos 8.3 minutos. La radiación solar es este flujo de energía que recibimos del Sol en forma de ondas electromagnéticas de diferentes frecuencias (luz visible, infrarroja y ultravioleta). La energía


Memoria Página 19

enviada por el Sol tiene una cantidad constante de 1353 W/m2 pero de esta cantidad solo una parte llega a la superficie.

Para alcanzar la superficie terrestre la radiación solar debe atravesar la atmósfera donde sufre diversos fenómenos de reflexión, absorción y difusión que disminuye la intensidad final. Se pueden distinguir diversos tipos de radiación, en función de cómo es recibida por las superficies:

- directa: es la radiación que llega directamente del Sol sin haber sufrido cambios en su dirección. Es la mayor y la más importante en las aplicaciones fotovoltaicas.

- difusa: es la parte de la radiación que atraviesa la atmósfera y es reflejada y absorbida por las nubes, partículas de polvo atmosférico, moléculas de agua, edificios y el suelo. Las superficies horizontales reciben gran parte de esta radiación y las superficies verticales reciben una parte menor.

- global: la radiación total es la suma de las dos radiaciones descritas anteriormente.

- reflejada (denominada albedo) es la radiación directa y difusa que se recibe en el suelo u otras superficies próximas. Las superficies horizontales no reciben ninguna radiación reflejada, y las superficies verticales reciben gran parte de esta radiación.

La radiación directa, difusa y albedo se pueden observar en la Figura 3-13.

Figura 3-13 Tipos de radiación solar

Las proporciones de radiación recibidas por una superficie determinada dependen de:

- la forma de la Tierra;

- los movimientos de la Tierra;

- el ciclo día/noche;


Memoria Página 20

- las condiciones meteorológicas: en un día nublado la radiación directa es prácticamente dispersa en su totalidad y en un día despejado con clima seco esta puede llegar hasta 90% de la radiación total;

- la inclinación de la superficie respecto al plano horizontal;

- la presencia de superficies reflectantes. Las superficies claras son más reflectantes: en invierno la radiación reflejada aumenta por efecto de la nieve y en verano disminuye por efecto de la absorción de la hierba o del terreno.

Irradiación es la energía solar acumulada a lo largo de un intervalo de tiempo (por lo general, un mes o un año medida usualmente en kilovatios-hora por metro cuadrado kWh/ m2) que incide en una superficie horizontal. En condiciones ideales la irradiación, en la superficie de la tierra, en valor medio, es de 1000 W/m2.

En función del lugar varia la relación entre los tipos de radiación. Al aumentar la inclinación de la superficie de captación, disminuye la componente reflejada. Por ello la inclinación que permite maximizar la energía recogida puede ser diferente dependiendo del lugar.

Para estudiar la inclinación más adecuada con la que se debe orientar las superficies que captan la energía solar es necesario precisar la trayectoria solar y la irradiación en el lugar para diferentes temporadas. El sistema habitual para definir la trayectoria solar es la de coordenadas polares que tiene el origen en la posición de la superficie captadora. El plano fundamental es el horizontal, tangente a la superficie terrestre. La perpendicular a este plano en dirección a la semiesfera celeste superior define la posición del lugar o zenit local. En la dirección opuesta, a través de la Tierra, se sitúa el nadir local. Las direcciones principales sobre el plano horizontal son la Norte-Sur, intersección con el plano meridiano del lugar, y la perpendicular a ella Este-Oeste, intersección con el plano denominado primer vertical. En este sistema se puede definir los siguientes parámetros que se pueden observar en la Figura 3-14:

Figura 3-14 Posición del Sol


Memoria Página 21

- latitud del lugar (λ). Es la complementaria del ángulo formado por la recta que une el zenit y el nadir con el eje polar. Es positivo hacia el Norte y negativo hacia el Sur.

- meridiano del lugar Circulo máximo de la esfera terrestre que pasa por el lugar, por el zenit y por el nadir.

- horizonte. Lugar geométrico de los puntos con altura 0

- ángulo zenital (θzs). Es el ángulo formado por la recta vector Sol-Tierra y la vertical del lugar. Es positivo a partir del zenit.

- altura solar (γs).Ángulo que forman los rayos solares sobre la superficie horizontal. Ángulo complementario del ángulo zenital.

- ángulo acimutal (Ψs): Ángulo formado por la proyección del Sol sobre el plano del horizonte con la dirección Sur y es positivo de 0º a 180º hacia el Oeste y negativo hacia el Este de 0º a -180º.

La posición óptima se obtiene cuando la superficie está orientada hacia el ecuador, con ángulo de inclinación a la latitud del lugar. La orientación hacia al ecuador maximiza la radiación solar captada recibida durante el día. La inclinación igual a la latitud hace que sean mínimas, durante el año las variaciones de energía solar captadas debidas a la oscilación de la dirección de rayos solares respecto a la perpendicular a la superficie recorrida.

3.5.4 El módulo fotovoltaico El aprovechamiento más simple de la energía radiante del Sol para generar electricidad

se basa en el efecto fotovoltaico que tiene lugar cuando la luz incide sobre la célula fotovoltaica.

Las células fotovoltaicas son dispositivos semiconductores elementales que tienen unas características físicas determinadas y se conectan eléctricamente para obtener un dispositivo con una manejabilidad y unos parámetros eléctricos de tensión y corriente que resulten de utilidad práctica, tal como se realiza en un módulo fotovoltaico .Se hace la conexión eléctrica de varias módulos para adaptar los parámetros eléctricos de la fuente fotovoltaica a los requisitos eléctricos del sistema.

En el mercado internacional se ofrecen varios modelos de módulos FV de diferentes tipos de materiales, tipos de geometría y empaquetado de células fotovoltaicas.

3.5.5 Clasificación de las células FV El material de partida, para la fabricación de las células, es la arena de cuarzo (SiO2) de

la cual se obtiene el silicio que se debe presentar en una forma químicamente pura.

De acuerdo con el silicio utilizado en la fabricación de las células se puede distinguir tres grupos diferentes, como se puede observar en la Figura 3-15:

- Células de silicio monocristalinas en las que el silicio que compone las células está formado por un único cristal, cuya red cristalina es idéntica en todo el cristal y caracterizada por la solidificación de los átomos de silicio en tres direcciones espaciales perpendiculares entre sí, y sin imperfecciones. La eficiencia de los módulos formados por dichas células está entre 11 y 16 %;

- Células de silicio policristalinas en las que los procesos de cristalización del silicio no son ordenados, obteniéndose redes cristalinas diferentes en cada cristal y


Memoria Página 22

conformándose la célula mediante la unión de diferentes cristales. La eficiencia de los módulos formados por dichas células esta entre 8 y 14 %;

- Células de silicio amorfo en las cual no hay una red cristalina alguna y el material es depositado sobre finas capas que se unen entre si. La eficiencia de estas células solares está entre el 6 y el 8 %.

- Figura 3-15 Tipos de células FV: monocristalinas, policristalina y respectivamente de silicio

amorfo

Los tipos de módulos mas utilizadas son el mono y el policristalinos, aproximadamente del 93%. Los módulos FV fabricados con células monocristalinas fabricadas en serie tienen grados de eficiencia entre 13 y 17 %. Su fabricación consume más energía y tiempo que las de células policristalinas pero cuentan actualmente con la eficiencia más alta de todos tipos de células.

3.5.6 Comportamiento eléctrico El comportamiento eléctrico de un módulo se deriva del que presentan las células que lo

componen:

- para que una célula fotovoltaica pueda ser una fuente de energía eléctrica es necesario que incida radiación sobre ella;

- la intensidad de corriente que circula por una célula cuando sus extremos están cortocircuitados varía en proporción directa a la irradiación recibida;

- cuando la célula está conectada a algún batería o elemento de consumo, los valores de tensión e intensidad dependen de las características eléctricas del dispositivo y de la propia célula (excepto situaciones de cortocircuito o circuito abierto);

- existe un único par de valores tensión-intensidad para el cual la potencia suministrada por la célula es máxima (punto máxima de potencia);

- los parámetros ambientales que afectan en mayor medida al comportamiento eléctrico de una célula son la irradiación (afecta a la intensidad de cortocircuito que varía en el mismo sentido que la irradiación) y la temperatura ambiente (afecta la tensión de circuito abierto, que varía en sentido contrario a la temperatura, tal como se puede observar en la Figura 3-5);

- para una célula FV existen los siguientes parámetros de funcionamiento, que se pueden encontrar en la característica tensión-intensidad (I-V):


Memoria Página 23

• Potencia máxima o pico, PMPPcel, entre los valores de la curva I-V de la célula existe un punto de operación (Ip,Vp) por cual la potencia obtenida es máxima. La expresión es:

ppMPPcel VIP ⋅= (10)

• Intensidad de cortocircuito, ISC,cel:, es la máxima corriente de la célula y puede obtenerse cuando se ponen en contacto los bornes de la célula. Los valores habituales son entre 10 y 40 mA por centímetro cuadrado de célula;

• Tensión en circuito abierto, VOC,cel:, es la tensión máxima que puede alcanzar la célula cuando no tiene conectada ninguna carga (la corriente es nula).

Las características eléctricas de un módulo FV, especificadas por el fabricante, se obtienen bajo unas condiciones determinadas:

- Irradiación incidente: 1000 W/m2;

- Temperatura de la célula: 25°C;

- Masa de aire: AM 1.5.

Un módulo FV está formado por la asociación serie-paralelo de un cierto número de células y por tanto su comportamiento eléctrico es análogo al descrito en los puntos anteriores. La caracterización eléctrica de un módulo fotovoltaico consiste en la descripción gráfica, llamada característica I-V, intensidad–tensión que se puede dar en función de la irradiación, (ver Figura 3-16), o de la temperatura del módulo. De esta característica se pueden averiguar los siguientes parámetros:

Figura 3-16 Efectos de la irradiación sobre la característica V-I de un módulo típico

- Intensidad de cortocircuito, ISC es igual a la de una de sus células multiplicada por

el número de filas conectadas en paralelo;

- Tensión en circuito abierto, VOC del módulo es igual a la una de sus células multiplicada por en número de éstas conectadas en serie;

- Potencia máxima o pico PMPP, es el máximo valor de potencia que puede entregar el módulo FV;


Memoria Página 24

- Tensión en el punto de máxima potencia, VMPP: tensión de salida del módulo FV a potencia máxima bajo condiciones determinadas de radiación y temperatura;

- Intensidad en el punto de máxima potencia, IMPP: corriente que entrega el dispositivo a potencia máxima bajo condiciones determinadas de radiación y temperatura.

En el mercado, en general, se pueden encontrar módulos fotovoltaicos con una tensión continua entre 12 y 24 voltios y potencias que oscilan entre los 10 y 200 W.

3.5.7 Estructura soporte de los módulos fotovoltaicos.

El aprovechamiento óptimo de la energía solar requiere que los módulos fotovoltaicos dispongan de inclinación y orientación adecuada, para ello se hace necesaria la inclusión en el sistema de una estructura soporte y que cumple con lo siguientes funciones:

- Servir de soporte y fijación segura de los módulos (facilitan la formación de los paneles);

- Garantizar la inclinación y orientación adecuadas;

- Prevenir sombras en los módulos;

- Asegurar la distancia entre los módulos.

A la hora de la instalación de los módulos FV, las sombras que pueden dar los obstáculos próximos (edificios, árboles, otros módulos), son peligrosas, ya que pueden provocar la inversión en el funcionamiento de los módulos actuando estos como receptores de corriente en las zonas sombreadas y causar así grandes pérdidas.

Una determinación exacta de las posibles sombras se puede realizar conociendo la altura solar y el azimut durante todo el año, y así comprobar si algún obstáculo puede causar sombras en algún momento al sistema.

El cálculo de distancia mínima entre filas de módulos se realiza cuando exista peligro de proyección de sombras en los siguientes casos:

- Entre el campo fotovoltaico y algún obstáculo próximo;

- Entre dos filas de módulos, cuando estos tienen cierta inclinación con respecto a la horizontal o vertical.

La distancia d, medida sobre la horizontal, entre una fila de módulos y un obstáculo (o dos filas de módulos inclinados) de altura h, que puede producir sombra sobre el sistema FV, tiene que ser igual o superior al valor obtenido por la expresión:

( ) khlatitudtg

hd ⋅=−°

=67

(11)

Siendo:

- d es la separación entre filas de módulos o distancia de una fila a un obstáculo (como se puede ver en la Figura 3-17);

- h la altura del obstáculo, o diferencia de altura entre la parte alta de una fila de módulos y la parte baja de la siguiente;

- k es un coeficiente adimensional cuyo valor se obtiene a partir de la latitud del lugar.


Memoria Página 25

Figura 3-17 Distancia mínima entre módulos

- L es la longitud del módulo;

- a es el ángulo de inclinación del módulo.

Para hacer una estimación de la superficie del sistema FV, para su ubicación, incluidos los módulos y la separación entre ellos se puede multiplicar los metros cuadrados de superficie captadora por el valor expresada por la siguiente formula:

M=k·sen(a)+cos(a) (12)

3.5.8 Dispositivos de orientación de los módulos La energía entregada por los módulos FV depende, entre otros factores, del ángulo de

incidencia de la irradiación solar sobre él. Cuando el ángulo de incidencia es nulo la energía eléctrica entregada es máxima. Lo ideal seria que el módulo dispusiera a cada momento de la orientación adecuada.

Los sistemas de orientación automática presentan una estructura tipo mástil que posibilita el seguimiento solar con métodos pasivos o activos.

Los métodos activos utilizan parte de la energía eléctrica generada por los módulos fotovoltaicos para alimentar al sistema electromecánico de seguimiento solar y los métodos pasivos utilizan la energía solar para esta tarea (suministrada por paneles auxiliares).

El seguimiento puede ser de dos tipos: de doble eje y de un eje.

El seguimiento de doble eje conserva una orientación de los módulos FV, exactamente perpendicular a los rayos solares durante todo el día.

El seguimiento de un eje se suele utilizar cuando hay limitaciones de espacio. Los métodos más usuales de seguimiento solar en un eje son:

- Seguimiento de la altura solar, ver Figura 3-18: el panel puede girar en torno a un eje horizontal colocado en dirección Este Oeste que le permite hacer un seguimiento diario de la altura del Sol;


Memoria Página 26

Figura 3-18 Seguimiento de la altura solar

- Seguimiento del azimut solar, ver Figura 3-19: el panel puede girar en torno a un eje

horizontal colocado en dirección Norte Sur que le permite hacer un seguimiento diario del azimut del Sol.

Figura 3-19 Seguimiento de azimut solar


Memoria Página 27

- Caso general de seguimiento: el panel puede girar en torno a un eje inclinado, como se puede observar en la Figura 3-20. Cuando esta inclinación es igual a la latitud el panel debe girar 15° cada hora para seguir exactamente el azimut del sol.

Figura 3-20 Caso general de seguimiento

3.6 Sistemas híbridos fotovoltaicos-eólicos Un sistema híbrido obtiene energía eléctrica mediante combinaciones de diferentes

fuentes como placas fotovoltaicas, generadores externos, aerogeneradores, turbinas hidráulicas, etc.

Cuando se quiere obtener energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, y en sistemas aislados, es aconsejable utilizar diferentes fuentes de energía. Las ventajas de este tipo de sistema son:

- Utilización de fuentes de energía renovables;

- Disponer de suministro eléctrico en una zona aislada;

- Ahorro en el consumo de combustible;

- Menor contaminación del entorno.

Un tipo de sistema híbrido se puede notar en la Figura 3-21. Los sistemas híbridos eólico-fotovoltaicos aprovechan la energía eólica y la energía solar para suministrar energía eléctrica. Estos sistemas se utilizan habitualmente para el suministro de energía eléctrica en zonas rurales aisladas. En estos casos, siempre es necesario disponer de un sistema de baterías de almacenamiento que permiten disponer de energía eléctrica cuando la producción de ésta es inferior al consumo, por ejemplo de noche y con poco viento. En función de las necesidades del consumo, puede resultar aconsejable disponer de un grupo electrógeno para asegurar que no se producen interrupciones en el suministro de energía eléctrica, incluso en caso de avería o mantenimiento de la instalación.


Memoria Página 28

Figura 3-21 Componentes de un sistema híbrido

En la Tabla 3-2 se pueden observar los elementos que componen los diferentes tipos de

sistemas híbridos que incorporan batería de almacenamiento.

FV Eólico Grupo FV Eólico123456

Tipo Generador Regulador Batería Inversor

Tabla 3-2 Configuración de tipos de sistemas híbridos con baterías de almacenamiento

Tipos 1 y 2:

- El tipo 1 proporciona energía eléctrica como fuente de tensión continua y el tipo 2 como fuente de tensión alterna.

- Los dos sistemas de generación renovable (fotovoltaico y eólico) necesitan la inclusión de reguladores de carga.


Memoria Página 29

- El inversor se puede conectar directamente a la batería o a la salida del regulador.

- Otros posibles elementos en caso de suministro de corriente continúa son:

- Adaptares de tensión para alimentar cargas, generalmente de poca potencia con tensiones diferentes a la de los sistemas de generación.

- Convertidores cc-cc, para estabilizar la tensión en equipos sensibles o alimentar cargas con tensiones diferentes a la del sistema.

Tipo 3, 4, 5, 6

- El arranque del grupo electrógeno puede ser:

• En el caso que se supere la potencia nominal del inversor. Este arranque puede ser programado.

• Con control del estado de carga de las baterías. En este caso el grupo puede: - cargar las baterías durante un tiempo prefijado o hasta se recupera su estado de carga;

- alimentar cargas de alterna durante un tiempo prefijado o hasta que uno de los generadores cargue las baterías;

- ambas opciones a la vez.

3.7 El acumulador eléctrico Las dos fuentes renovables de energía eléctrica (eólica y fotovoltaica), se caracterizan

por sus variabilidades y aleatoriedad lo que afecta en sentido negativo el aprovechamiento de éstas. Para evitar los inconvenientes se dispone de la introducción en el sistema de acumuladores eléctricos (baterías) Una batería es un dispositivo electroquímico que almacena energía eléctrica en forma de enlaces químicos. El bloque constructivo básico de una batería es la celda o célula electroquímica. Las celdas están conectadas en configuraciones serie/paralelo (ver Figura 3-22) para proporcionar los niveles de voltaje, intensidad y capacidad de batería deseados. La batería permite que:

- el sistema se convierta en una fuente eléctrica independiente de las condiciones de radiación solar y de viento existente, en mayor o menor medida;

- el sistema tendrá una autonomía de servicio eléctrico durante periodos prolongados de inactividad de los módulos FV o del aerogenerador, usando la energía almacenada durante los momentos de generación eléctrica de las dos fuentes;

- fijar una tensión de referencia que establece en los módulos FV un punto de trabajo óptimo y para consumidores una tensión adecuada.

En un sistema híbrido las baterías deben cumplir los requisitos siguientes:

- Tipo: el más utilizado es la batería de plomo-ácido con electrolito liquido, seguido del acumulador de plomo-ácido con electrolito gelificado (acumulador sellado) y el acumulador de níquel-cadmio;


Memoria Página 30

Figura 3-22 Conexionado de baterías en paralelo y en serie

- Capacidad: medida de la cantidad de energía eléctrica que puede suministrar la batería bajo unas determinadas condiciones, se expresa en amperios por hora. Existen disponibles baterías con capacidades entre los 50 y 4000 Ah actualmente. La capacidad disponible en la batería está afectada principalmente por la temperatura ambiente, disminuyendo o aumentando a medida que la temperatura disminuye o aumenta. Un problema que suele presentarse cuando la temperatura del electrolito alcanza los 0°C está relacionado con el estado de carga de la batería. Si está prácticamente descargada, la cantidad de agua en la solución electrolítica es mayor. Al bajar la temperatura del electrolito existe la posibilidad de que el agua se congele pudiendo dañar las celdas o quebrar la caja. El ácido del electrolito actúa como anticoagulante, de manera que es importante mantener la carga de las baterías cuando la temperatura de trabajo disminuye. Tampoco las temperaturas ambientes elevadas son adecuadas, estas reducen la vida útil de una batería Pb-ácido: si para una temperatura del electrolito de 30° C la reducción de la vida útil es de 30% para una temperatura del electrolito de 55° C la reducción de vida útil es de 95%.

- Tensión: la batería es una fuente de tensión continua con unos valores habituales de 2 y 12 voltios. Para capacidades superiores, 400 Ah, se utiliza células de 2 V que es habitual en instalaciones de electrificación de viviendas;

- Estado de carga: la relación existente entre la capacidad disponible y la capacidad total. Se expresa en tanto por ciento. También se conoce como SOC (State of Charge);

- Profundidad de descarga: la relación existente entre la capacidad utilizada y la capacidad total. Se expresa en tanto por ciento. Los reguladores limitan esta profundidad, y se calibran habitualmente para permitir profundidades de descarga de la batería en torno al 70 %;

- Número de ciclos: expresa el tiempo de vida de una batería mediante el número de ciclos de carga-descarga. El fabricante debe suministrar gráficas que relacionan el número de ciclos con la vida de la batería;

Una batería de plomo ácido esta compuesta por los siguientes elementos básicos, como se puede observar en la Figura 3-23:

- Placa positiva, construida con dióxido de plomo (PbO2);

- Placa negativa, formada por plomo esponjoso (Pb);


Memoria Página 31

- Separadores con la misión de separar las placas de diferente polaridad aislándolas entre sí;

- Electrolito, constituido por una solución diluida de ácido sulfúrico;

- Carcasa, construida de polietileno o polipropileno, y encargada de alojar en su interior los diferentes elementos descritos anteriormente;

- Terminales de conexión.

Figura 3-23 Batería de plomo ácido

3.8 El regulador El funcionamiento de un acumulador eléctrico, sus prestaciones y su tiempo de vida

dependan en gran parte del modo en que se lleven a cabo los procesos de carga y descarga del mismo. La supervisión automática de estos no la puede realizar el sistema FV y se hace necesaria la inclusión de un dispositivo que impide la entrada o salida de corriente de la batería cuando una carga excesiva o una descarga excesiva puede dañarla. Este dispositivo se llama regulador o controlador de carga.

Las principales funciones de los reguladores son:

- Proteger a la batería contra la sobre descarga. Esto pasa cuando la demanda de energía eléctrica provoca un estado de carga bajo en la batería, un estado que la puede prejudicial. Este modo de protección se implementa anulando la generación de corriente en la batería, desconectando esta de los circuitos de consumo;

- Proteger la batería contra sobrecarga. Esto pasa cuando con la batería en plena carga el sistema FV siguiese inyectando corriente en la misma. El regulador anula o reduce al mínimo la inyección de corriente procedente del sistema FV;

- Proporcionar información básica sobre el funcionamiento del sistema, monitorizando valores de tensión, intensidad de la batería, estado de carga.


Memoria Página 32

Algunos reguladores incluyen dispositivos que substituyen a los diodos de bloqueo (denominadas y by-pass), que están destinadas a prevenir el flujo de energía eléctrica desde el acumulador eléctrico hacia los módulos FV en ausencia de irradiación. El dimensionado de este regulador de carga conduce al establecimiento de sus características nominales que son las siguientes:

- Tensión nominal: es la tensión nominal del sistema FV para el que fue diseñado el regulador. Algunos modelos de reguladores permiten la selección manual o automática de la tensión; el rango habitual es entre 12 y 48 V;

- Intensidad nominal: es la intensidad procedente del sistema FV que puede manejar normalmente el regulador. Esta capacidad de corriente suele coincidir con la que dispone el regulador en la línea de consumo.

Los niveles de tensión a los cuales el regulador realiza el control o los cortes se denominan puntos de regulación. Para los reguladores con regulación de sobrecarga y sobre descarga se utilizan 4 valores de tensión de regulación:

- Tensión corte de sobrecarga, que es la máxima tensión que el regulador permite que alcance la batería;

- Tensión de rearme de carga, que es la tensión a la que se reconecta el sistema FV para cargar la batería;

- Tensión de corte de sobre descarga, es el valor mínimo de tensión antes de desconectar el consumo;

- Tensión de rearme de descarga, es el valor de tensión que reconecta el consumo a la batería.

La técnica utilizada y las etapas que se pueden identificar en el proceso de regulación de carga se denominan estrategia de regulación. En el mercado existen reguladores de 2, 3 y 4 etapas descritas brevemente a continuación:

- Carga inicial: cuando la tensión alcanza un nivel prefijado el regulador permite el paso de toda la corriente disponible en el sistema FV, provocando el aumento progresivo de dicha tensión;

- Carga de absorción: cuando se alcanza la tensión final de carga en la batería, esta se mantiene durante algún tiempo modulando la corriente del sistema FV;

- Carga de flotación: cuando la batería esta completamente cargada se interrumpe el paso de corriente hasta que la tensión se reduce a valor preestablecido, manteniéndose así modulando la corriente procedente del sistema FV;

- Carga de ecualización: periódicamente o después de un bajo estado de carga se somete a la batería a una ligera sobrecarga controlada, elevando así su tensión hasta un nivel ligeramente superior al de absorción.

3.9 El inversor

Un inversor o convertidor es un dispositivo que transforma la energía corriente continua en energía de corriente alterna (su rendimiento está entre el 85 y el 95 %). Su uso es necesario para alimentar los receptores domésticos que funcionan en corriente alterna.

Generalmente, el inversor se conecta a la salida del regulador, si bien puede ser conectado directamente en bornes de la batería cuando posee control de descarga de la batería.


Memoria Página 33

Los parámetros característicos de un inversor son:

- Tensión nominal; es la tensión que se debe aplicar a los terminales de entrada del inversor;

- Potencia nominal: es la potencia que puede suministrar el inversor de forma continua;

- Capacidad de sobrecarga: el tiempo en que puede suministrar una potencia considerablemente superior a la nominal;

- Rendimiento: relación entre la potencia presentada a la salida y a la entrada del inversor. Está expresado en tanto por ciento. Su valor depende de los dispositivos alimentados por el inversor en relación con su potencia nominal;

- Forma de onda: la salida del inversor es una energía de corriente alterna que se caracteriza por su forma de onda, valor eficaz y frecuencia de la tensión. En el caso ideal la forma de onda de la salida debería ser perfectamente sinusoidal con un valor eficaz de 230 V y una frecuencia de 50 Hz.

3.10 Grupo electrógeno Para asegurar la disponibilidad de servicio eléctrico y evitando las posibles

interrupciones en el suministro provocadas por un carga insuficiente en las baterías (días consecutivos nublados o días con baja velocidad del viento) o por operaciones de mantenimiento se suele incluir en el sistema un generador auxiliar de apoyo o emergencia.

El apoyo consiste en un grupo electrógeno alimentado generalmente por gasóleo, gasolina o gas (propano o butano) como se puede notar en la Tabla 3-3, en función de su potencia, y que generalmente generan corriente en alterna.

Combustible Potencia Uso

Gasóleo >5 kW<2 kW

Frecuente Frecuente

Gasolina <5 kW EsporádicoGas <5 kW Frecuente

Tabla 3-3 Clasificación entre el combustible, potencia y tipo de uso de grupos electrógenos

El dimensionado del grupo estará en función del consumo total previsto en la instalación y las condiciones particulares de utilización del grupo.

4 Normas y referencias

4.1 Disposiciones legales y normas aplicadas


Memoria Página 34

1. SR EN 60904-1:2007 Dispositivos fotovoltaicos. Mediciones de voltaje y corriente.

2. SR EN 60904-2:2007 Dispositivos fotovoltaicos Requisitos para dispositivos solares de referencia.

3. SR EN 61730-1:2007 Clasificación de la seguridad en la operación de los módulos fotovoltaicos. Requisitos de construcción.

4. SR EN 61730-2:2007 Clasificación de la seguridad en la operación de los módulos fotovoltaicos. Requisitos para la prueba.

5. SR ISO/TR 14062:2008 La gestión ambiental. Integración de las cuestiones medioambientales en el diseño y desarrollo de productos.

6. SR EN 61400-2:2001 Seguridad de los pequeños aerogeneradores.

7. UNE 157001 Criterios generales para la elaboración de proyectos.

4.2 Bibliografía [1] Falk,A.; Christian,D. Fotovoltaica para Profesionales. Primera edición Sevilla: PROGENSA, 2006.

ISBN 84-95693-35-6 [2] Jonson,G. Wind Energy Sistems, Library of Congreso, Pretice Hall 1985, ISBN 0-13-957754-8 [3] Centro de estudios de la energía solar, Instalaciones de energía solar. Cuarta edición: PROGENSA, 1997

ISBN 84-86505-29-1 [4] J. De Juana Energías renovables para el desarrollo: Thomson Paraninfo 2003, ISBN 84-283-2864-1

4.3 Programas de cálculo

- Photovoltaic Geographical Information System(PVGIS),un programa que determina datos sobre la irradiación y energía fotovoltaica de Europa, África y Asia desarrollado por la Comisión Europea. La página Web de este programa es: http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps3/pvest.php#

- WindTrends es una base de datos de las condiciones meteorológicas en Europa entre los años 1997 y 2009 con una resolución espacial de 20 km que ofrece mapas con las velocidades medias del viento por cada mes entre estos años. La página web de esta base de datos es: http://windtrends.meteosimtruewind.com/es/

4.4 Plan de gestión de la calidad aplicado durante la redacción del proyecto No es de aplicación en este proyecto.

4.5 Otras referencias [5] http://www.ujaen.es/investiga/solar/07cursosolar/home_main_frame/02_radiacion/01_basico/2_radiacion

_07.htmc [6] http://www.bergey.com/ [7] http://www.bornay.com/ [8] http://www.miele.com/ [9] http://www.ewea.org/ [10] http://maps.google.com/ [11] http://es.wikipedia.org/


Memoria Página 35

[12] www.solarpedia.es [13] http://www.energiaslimpias.org [14] http:// www.asro.ro

4.6 Programas de cálculo

- Photovoltaic Geographical Information System(PVGIS),un programa que determina datos sobre la irradiación y energía fotovoltaica de Europa, África y Asia desarrollado por la Comisión Europea. La página Web de este programa es: http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps3/pvest.php#

- WindTrends es una base de datos de las condiciones meteorológicas en Europa entre los años 1997 y 2009 con una resolución espacial de 20 km que ofrece mapas con las velocidades medias del viento por cada mes entre estos años. La página web de esta base de datos es: http://windtrends.meteosimtruewind.com/es/

5 Definiciones y abreviaturas

5.1 Definiciones - Velocidad de arranque: velocidad del viento a la altura del buje a la cual la

aeroturbina inicia su movimiento rotacional. Es inferior a la velocidad de acoplamiento.

- Velocidad de acoplamiento: velocidad de viento a la altura del buje a la cual la aeroturbina empieza a producir energía eléctrica.

- Velocidad de desconexión: velocidad de viento máxima a la altura del buje a la que puede funcionar la aeroturbina.

- Masa de aire el cociente entre el recorrido óptico de un rayo solar y el correspondiente a la normal a la superficie terrestre (ángulo cenital cero) y esta relacionada con la altura solar.

- Diodo by-pass es un componente semiconductor que, en caso de sombrado o deterioro de los módulos solares, deriva la corriente eléctrica soslayando afectado.

- Maximum Power Point: punto de la curva característica de módulo dependiente de la irradiación y la temperatura en el que el generador solar entrega la máxima potencia.

- Semiconductores: materiales que, en estado puro, no son conductores, pero que con un dopaje especifico se vuelven conductores de la electricidad con una polaridad específica.

5.2 Abreviaturas

- MPP Maximum Power Point.

- IDAE Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía

- FV fotovoltaico


Memoria Página 36

- AM masa de aire

- HAWT Horrizontal Axis Wind Turbine

- VAWT Vertical Axis Wind Turbina

- MPPT Max Power Point Tracking

6 Requisitos de diseño

6.1 Ubicación La granja está ubicada en un terreno que pertenece a la región de Balta Borcea

(Rumanía), una isla bordeada por dos brazos del Danubio con una superficie de 831,3 km2 y con una altura sobre el mar entre 9 y 12 m. Los coordenadas de la ubicación escogida son: 44°16'41" Norte, 27°48'17" Este.

6.2 Edificaciones La casa prefabricada de madera con una superficie de 100 m2 será una vivienda con 3

dormitorios, pensada para una familia y con explotación agrícola. Junto a la casa existen un almacén y un granero.

Dado el tamaño de la finca donde está ubicada la vivienda, la superficie en donde se van a colocar los paneles fotovoltaicos y el aerogenerador no representa un problema importante. El montaje debe hacerse de forma que sea posible la ventilación de los módulos. De esta manera la temperatura de las células solares se mantendrá baja y el rendimiento será alto. Por esta razón y por razones de mantenimiento y tipología constructiva de la casa (la persona que va asegurar el mantenimiento de la instalación será el granjero y la casa es prefabricada en madera), los módulos fotovoltaicos se van a colocar en el suelo Los módulos deberán estar suficientemente alejados de cualquier objeto que proyecte sombra sobre ellos, durante las horas de mejor radiación (usualmente entre las 9 de la mañana y las 5 de la tarde). Para el montaje del aerogenerador se tiene que tomar en cuenta que los obstáculos, como edificios, árboles o accidentes del terreno, provocan en general dos efectos desfavorables: una disminución de la velocidad del viento y un aumento de las turbulencias.

6.3 Potencia instalada En una vivienda aislada de la red eléctrica que se basa en un sistema híbrido para el

suministro de electricidad resulta muy importante utilizar lo mas eficiente posible los aparatos de consumo.

La utilización de aparatos de alta eficiencia y bajo consumo supone una reducción en la demanda energética de la instalación y por tanto en el dimensionado y coste final del sistema híbrido. En iluminación se utilizan las lámparas fluorescentes que tienen un gran rendimiento lumínico con bajo consumo eléctrico. Estos, a diferencia de los de incandescencia funcionan a temperaturas bajas. Por ello su rendimiento es mucho más elevado (entre 30 y 50 %, aproximadamente).


Memoria Página 37

En general la electrificación convencional se lleva a cabo en corriente alterna pero en el mercado existe una amplia gama de aparatos eléctricos para corriente continua y el uso de estas supone que no hace falta la inclusión de un inversor en el sistema, simplificando así la instalación. En este caso todos los consumos funcionan en corriente alterna.

Para las cargas eléctricas no sólo importa la potencia nominal, se debe tomar en consideración también la potencia pico o potencia de conexión.

De conformidad con los requisitos del dueño, para realizar el dimensionado de la instalación eléctrica se considera las siguientes tablas para el consumo de los aparatos de consumo y para el alumbrado:

Ubicación Potencia nominal

[W]

N°

�

Clase de servicio

[h]

Demanda de energia diaria [Wh]

Pasillos 25 5 0.50 63Comedor 70 2 2.00 280Cocina 50 2 2.00 200Baño1 25 2 1.00 50Baño2 20 1 1.00 20Dormitorio1 70 2 1.50 210Dormitorio2 60 3 1.50 270Desván 50 1 0.50 25Anexos 50 5 2.00 500Patio 50 3 2.00 300Total 1919

Tabla 6-1 Consumo de alumbrado

Receptor Un

[V]

In

[A]

Potencia nominal

[W]

Clase de servicio

[h]

Demanda de energia diaria

[Wh]Frigorífico 230 0.70 160 24.00 380Congelador 230 0.90 179 24.00 705Horno 230 14.00 3000 1.20 975Lavadora 230 9.00 2000 2.00 850Television 230 0.30 70 3.00 210Plancha 230 5.20 1200 0.40 480Aspirador 230 10.00 1400 0.30 300Microonda 230 8.00 1250 0.30 370Campana extractora 230 10.00 220 0.25 480Bomba de agua 230 7.00 300 1.00 300Bases enchufe 230 0.80 195 11.00 2145Total 7196

Tabla 6-2 Consumo de las cargas eléctricas


Memoria Página 38

7 Análisis de soluciones

En este apartado se van a describir aquellos aspectos en los que se han analizado posibles soluciones que han permitido determinar los resultados finales.

7.1 Altura de la torre del aerogenerador El torre del aerogenerador es la estructura que soporta la maquina eólica (turbina). Este

tiene que ser capaz de aguantar el empuje del viento, proporcionar el giro libre de obstáculos para las alas, pero también que proporciona una altura a la que la velocidad de viento aporta un alto rendimiento.

7.1.1 Velocidad del viento a 80 m de altura Para determinar las velocidades del viento de una zona, se debe analizar tanto los

vientos globales como los locales. En la zona de ubicación de la granja los vientos que predominen son los globales. Los vientos locales soplan especialmente en invierno y esporádicamente en verano.Las velocidades del viento en la ubicación escogida han sido extraídas, de forma mensual, de los mapas Wind Trends para los años 1997-2008 como se puede observar en la Figura 7-1. Con la ayuda de estos mapas se ha calculado la velocidad media mensual y también una velocidad mínima mensual, para una altura de 80 m, presentadas en Tabla 7-1 y 7-2.

Figura 7-1 Modelo de mapa Wind Trends para enero 2008, Rumanía y Bulgaria


Memoria Página 39

Estos mapas son útiles para un dimensionado correcto del sistema eólico porque se puede ver la trayectoria que sigue el viento en respecto a su velocidad en decurso de los años.

Ańo

Mes

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 vmedia

[m/s]

Enero 6.5 7.5 6.5 7.5 7.5 7.5 7.5 7.5 7.5 7.5 8.5 7.5 7.42Febrero 6.5 6.5 8.5 7.5 7.5 6.5 8.5 7.5 8.5 6.5 7.5 6.5 7.33Marzo 6.5 7.5 7.5 6.5 7.5 7.5 6.5 6.5 7.5 7.5 7.5 7.5 7.17Abril 7.5 7.5 6.5 6.5 7.5 6.5 7.5 7.5 6.5 6.5 6.5 7.5 7.00Mayo 6.5 6.5 6.5 6.5 6.5 5.5 5.5 6.5 6.5 6.5 6.5 5.5 6.25Junio 6.5 5.5 6.5 6.5 6.5 6.5 5.5 6.5 6.5 5.5 5.5 5.5 6.08Julio 6.5 6.5 6.5 7.5 6.5 5.5 5.5 5.5 5.5 6.5 5.5 5.5 6.08Agosto 6.5 5.5 5.5 5.5 6.5 6.5 5.5 6.5 5.5 5.5 5.5 5.5 5.83Septiembre 6.5 6.5 6.5 6.5 6.5 6.5 6.5 6.5 6.5 6.5 7.5 6.5 6.58Octubre 7.5 7.5 6.5 6.5 5.5 6.5 7.5 6.5 7.5 6.5 5.5 5.5 6.58Noviembre 6.5 7.5 7.5 5.5 7.5 7.5 6.5 7.5 6.5 6.5 7.5 6.5 6.92Diciembre 7.5 7.5 8.5 6.5 8.5 6.5 7.5 7.5 7.5 6.5 6.5 7.5 7.33

Tabla 7-1 Velocidades medias del viento mensuales, entre 1997-2008, para una altura de 80m

Ańo

Mes

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 vminim

[m/s]

Enero 6 7 6 7 7 7 7 7 7 7 8 7 6.92Febrero 6 6 8 7 7 6 8 7 8 6 7 6 6.83Marzo 6 7 7 6 7 7 6 6 7 7 7 7 6.67Abril 7 7 6 6 7 6 7 7 6 6 6 7 6.50Mayo 6 6 6 6 6 5 5 6 6 6 6 5 5.75Junio 6 5 6 6 6 6 5 6 6 5 5 5 5.58Julio 6 6 6 7 6 5 5 5 5 6 5 5 5.58Agosto 6 5 5 5 6 6 5 6 5 5 5 5 5.33Septiembre 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 7 6 6.08Octubre 7 7 6 6 5 6 7 6 7 6 5 5 6.08Noviembre 6 7 7 5 7 7 6 7 6 6 7 6 6.42Diciembre 7 7 8 6 8 6 7 7 7 6 6 7 6.83

Tabla 7-2 Velocidades mínimas del viento mensuales, entre 1997-2008, para una altura de 80m

7.1.2 Velocidades del viento a diferentes alturas de la torre Dado que la altura de una torre que va a soportar la góndola y el rotor no puede ser de

80 m se necesitan los valores del viento para alturas menores.


Memoria Página 40

El aumento o la disminución de la velocidad del viento en función de la altura, en terrenos no demasiado complejos, puede evaluarse mediante el modelo de la ley potencial:

α

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⋅=

2

121 )()(

hhhVhV (13)

Donde:

- V(h1) es la velocidad del viento que se desea estimar, a la altura h1 del suelo;

- V(h2) es la velocidad del viento conocida a una altura h2;

- h1 es la altura a la que se quiere estimar la velocidad del viento;

- h2 es la altura de referencia;

- α es el valor que depende de la rugosidad existente en la ubicación, horas diarias, temporada, temperatura, el relieve de terreno, ver Tabla 7-3.

Tipo de terreno αLiso(mar, arena, nieve) 0.10÷0.13Rugosidad moderada(hierba, cultivos) 0.13÷0.20Rugoso(bosques, edificaciones) 0.20÷0.27Muy rugoso(ciudades) 0.27÷0.40Promedio mundial * 0.14

Tabla 7-3 Tabla con la estimación del valor α

*dependientemente de todos los parámetros mencionados; valor utilizado en los cálculos

La variación de velocidad con respecto a la altura depende esencialmente de la rugosidad del terreno. Superficies lisas producen una variación suave al contrario que superficies de gran rugosidad. Por tanto, para un mejor aprovechamiento de la energía del viento interesa la presencia de terrenos lisos y despejados.

Las elevaciones del terreno, como colinas, montañas, pueden ocasionar un aumento de velocidad si el perfil es suave o pueden disminuir la velocidad si se tratan de grandes pendientes.

Los obstáculos como edificios, árboles o accidentes del terreno, provocan en general los efectos desfavorables: una disminución de la velocidad del viento y un aumento de las turbulencias.

Zona que construir la casa y la instalación eléctrica pertenece al una valle agrícola del Danubio, con una altura sobre el nivel del mar entre 9 y 12 m, y por tanto, tiene una superficie lisa, sin obstáculos.

Las alturas disponibles de la torre son: 9; 13; 20; 26 o 32 m. Las velocidades del viento para la altura de 80 m, que no son muy grandes para este tipo de aplicación, indican que se tiene que aprovechar de las alturas levantadas del torre para que el perfil de velocidades no sufre cambies importantes.


Memoria Página 41

Utilizando las tablas del apartado 7-1 y utilizar la ley potencial se calculan las velocidades del viento para dos alturas: 26 (ver Tablas 7-6 y 7-7 ver) y 32 m (Tablas 7-4 y 7-5).

Ańo

Mes

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 vmedia

[m/s]


Tabla 7-4 Velocidades medias del viento mensuales, entre 1997-2008, para una altura de 32 m

Ańo

Mes

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 vminim

[m/s]


Tabla 7-5 Velocidades mínimas del viento mensuales, entre 1997-2008, para una altura de

32 m


Memoria Página 42

Ańo

Mes

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 vmedia

[m/s]


Tabla 7-6 Velocidades medias del viento mensuales, entre 1997-2008, para una altura de

26 m

Ańo

Mes

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 vminim

[m/s]


Tabla 7-7 Velocidades mininas del viento mensuales, entre 1997-2008, para una altura de 26 m

De todas estas Tablas se puede observar que las velocidades del viento son más altas en

los meses de invierno y de la primavera y más bajas en los meses de verano y otoño.

7.1.3 Energía producida por el aerogenerador para a una altura.32 m Los documentos técnicos del aerogenerador permiten calcular con la ayuda de la

distribución de Weibull la energía eléctrica que se produce en un mes. Se calcula dicha


Memoria Página 43

energía para una velocidad del viento media y también mínima para aproximar mejor el aporte eólico en el sistema híbrido. Pueden pasar situaciones en cuales la velocidad del viento es muy baja y si el sistema esta dimensionado para una producción eléctrica en condiciones de medio viento entonces los consumidores quedaran desconectados y el grupo auxiliar tendrá que ponerse en marcha. Estos datos están presentados en la Tabla 7-8 y 7-9.

Mes vmedia

[m/s]Emes [kWh]

Edia [kWh]

Enero 6.19 322 10.39Febrero 6.43 316 11.29Marzo 6.29 306 9.87Abril 6.14 294 9.80Mayo 5.48 240 7.74Junio 5.34 228 7.60Julio 5.34 228 7.35Agosto 5.12 209 6.74Septiembre 5.78 265 8.83Octubre 5.78 265 8.55Noviembre 6.07 289 9.63Diciembre 6.43 316 10.19

Tabla 7-8 Energía eléctrica suministrada por el BWC XL1 para las velocidades medias y la altura de la torre de 32 m

Mes vmedia

[m/s]Emes [kWh]

Edia [kWh]

Enero 6.07 289 9.32Febrero 5.99 282 10.07Marzo 5.85 271 8.74Abril 5.70 259 8.63Mayo 5.04 202 6.52Junio 4.90 190 6.33Julio 4.90 190 6.13Agosto 4.68 171 5.52Septiembre 5.34 228 7.60Octubre 5.34 228 7.35Noviembre 5.63 253 8.43Diciembre 5.99 282 9.10

Tabla 7-9 Energía eléctrica suministrada por el BWC XL1 para las velocidades mínimas ya la altura de la torre de 32 m


Memoria Página 44

Se pueden observar diferencias de más de 1 kW entre la energía eléctrica entregada en condiciones medias del viento y para condiciones mínimas del viento por cada mes.

7.2 Inclinación de los módulos fotovoltaicos Para un dimensionado correcto del sistema FV se necesitan datos sobre el aporte de

irradiación. Con la ayuda del programa Photovoltaic Geographical Information System se determina los datos sobre la irradiación y energía eléctrica producida en estas condiciones en el área de interés. En la Tabla 7-10 están incluidos datos sobre la irradiación que incide en una superficie horizontal y la irradiación que incide en una superficie con una inclinación óptima de 34° para la captación de este flujo de energía solar.

Mes Hh [kWh/m2]

Hopt [kWh/m2]

Aoptimo[°]

Enero 1370 2240 64Febrero 2080 3010 56Marzo 3230 4010 43Abril 4530 4920 28Mayo 5960 5870 15Junio 6270 5880 10Julio 6300 6060 14Agosto 5750 6100 25Septiembre 4380 5390 41Octubre 2930 4260 55Noviembre 1570 2480 62Diciembre 1130 1890 65Total 3800 4350 34

Tabla 7-10 Irradiación sobre una superficie horizontal y con una inclinación de los módulos FV al ángulo optimo

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dict [mes]

H [k

Wh/

m2 ]

HhHopt

Figura 7-2 Irradiación sobre una superficie horizontal (línea negra) y con una inclinación de

los paneles a 34° (línea verde).


Memoria Página 45

Si se representan los valores de los dos irradiaciones en un gráfico, ver Figura 7-2, se observa que el ángulo óptimo de inclinación ayuda mejorar estos valores en los meses de invierno cuando el flujo de energía solar que incide en una superficie, disminuye.

0

10

20

30

40

50

60

70

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dic

t [mes]

Ang

ulo

[deg

]

Figura 7-3 Ángulo óptimo de inclinación para los módulos fotovoltaicos.

Un sistema solar se orientara en la medida de lo posible directamente hacia el Sol, en

este caso hacia el Sur. El ángulo óptimo de inclinación se ajustara al recorrido diario del Sol. Por tanto dicho ángulo de inclinación del módulo FV crece a medida que decrece el intervalo de aprovechamiento en invierno así como se puede notar en la Figurara 7-3.

7.3 Estructura de los módulos: fija y con rotación en un eje. Para lograr una estimación completa sobre el potencial de la zona se analizan los datos

de la energía producida con módulos con una inclinación óptima (ver Tabla 7-11), con sistema de seguimiento solar en un eje vertical (ver Tabla 7-12), y con un sistema de seguimiento solar en un eje horizontal (ver Tabla 7-13), ambas a un ángulo óptimo.


Memoria Página 46

Mes Ed [kWh]

Em[kWh]

Hd [kWh/m2]

Hm[kWh/m2]

Enero 1.85 57.40 2.22 68.80Febrero 2.42 67.70 2.99 83.80Marzo 3.12 96.60 4.01 124.00Abril 3.69 111.00 4.93 148.00Mayo 4.29 133.00 5.90 183.00Junio 4.22 127.00 5.92 177.00Julio 4.33 134.00 6.09 189.00Agosto 4.36 135.00 6.11 190.00Septiembre 3.95 119.00 5.39 162.00Octubre 3.23 100.00 4.24 131.00Noviembre 1.98 59.30 2.47 74.00Diciembre 1.55 48.10 1.87 58.00Media anual 3.25 99.00 4.35 132.00Total por año 1190.00 1590.00

Tabla 7-11 Irradiación y la energía eléctrica suministrada por paneles con una inclinación a 34° (diario y mensual)

Mes Ed [kWh]

Em[kWh]

Hd [kWh/m2]

Hm[kWh/m2]


Tabla 7-12 Irradiación y la energía eléctrica suministrada por paneles con un sistema de seguimiento solar en un eje vertical y una inclinación de 55°


Memoria Página 47

Mes Ed [kWh]

Em[kWh]

Hd [kWh/m2]

Hm[kWh/m2]


Tabla 7-13 Irradiación y la energía eléctrica suministrada por paneles con un sistema de seguimiento solar en un eje horizontal y una inclinación de 37°

De estas tablas se puede observar que la energía eléctrica producida durante todo el año con paneles fijos representa un 75% de la energía producida con lo mismo tipo de paneles pero con seguimiento solar vertical y horizontal.

Se adopta una estructura fija para los paneles fotovoltaicos puesto que este sistema requiere menor mantenimiento y ningún consumo de energía eléctrica.

7.4 Potencia nominal del sistema fotovoltaico Las dos fuentes de energía renovables contribuirán para garantizar el consumo de

energía eléctrica en la vivienda. Para evitar situaciones de poca generación de energía eléctrica (por ejemplo días prolongados de mal tiempo en cuales el sistema FV no aporta energía eléctrica o días en las que la velocidad de viento no es suficiente para producir el arranque del aerogenerador) las dos fuentes deben tener un cierto grado de independencia.

La energía aportada del aerogenerador depende en buena medida de la distribución que sigue la velocidad del viento. Es decir, que si la velocidad media del viento no es muy elevada, como sucederá mayoritariamente en el emplazamiento escogido, duplicar la potencia del aerogenerador no implicará duplicar la producción de energía eléctrica.

Por tanto, se adopta un aerogenerador con una potencia de 1 kW, diseñado para viento de velocidad baja, y se estima la energía eléctrica producida por módulos FV con diferentes potencias nominales de 1; 1.5 y 2 kWp para diferentes ángulos de inclinación, como se puede ver en las Tablas 7-14 ,7-15 y 7-16. También se contabiliza la energía eléctrica producida mensual por el aerogenerador, para una velocidad del viento media.


Memoria Página 48

Mes Em 14° [kWh]

Em34° [kWh]

Em 39° [kWh]

Em 44° [kWh]

Em 49° [kWh]

Em 54° [kWh]

Em 59° [kWh]

Em 64° [kWh]

Emaero [kWh]

Ene 45.70 57.40 59.40 61.00 62.20 63.10 63.60 63.70 322Febrero 57.60 67.70 69.20 70.30 71.00 71.40 71.30 70.90 316Marzo 89.10 96.60 97.30 97.50 97.10 96.30 94.90 93.10 306Abril 109.00 111.00 110.00 108.00 106.00 103.00 99.90 96.10 294Mayo 139.00 133.00 130.00 127.00 122.00 117.00 112.00 106.00 240Junio 135.00 127.00 123.00 119.00 114.00 109.00 103.00 96.00 228Julio 142.00 134.00 131.00 127.00 122.00 117.00 111.00 104.00 228Agosto 136.00 135.00 133.00 131.00 128.00 124.00 119.00 113.00 209Septiembre 110.00 119.00 119.00 119.00 118.00 117.00 114.00 112.00 265Octubre 85.20 100.00 102.00 104.00 105.00 105.00 105.00 104.00 265Noviembre 48.00 59.30 61.20 62.70 63.80 64.50 64.90 64.90 289Diciembre 37.90 48.10 49.90 51.30 52.40 53.10 53.60 53.80 316

Tabla 7-14 Energía eléctrica suministrada por los módulos fotovoltaicos fijos con diferentes inclinaciones y una potencia nominal de 1 kWp y por el aerogenerador

Mes Em 14° [kWh]

Em34° [kWh]

Em 39° [kWh]

Em 44° [kWh]

Em 49° [kWh]

Em 54° [kWh]

Em 59° [kWh]

Em 64° [kWh]

Emaero [kWh]


Tabla 7-15 Energía eléctrica suministrada por los módulos fotovoltaicos fijos con diferentes inclinaciones y una potencia nominal de 1.5 kWp y por el aerogenerador


Memoria Página 49

Mes Em 14° [kWh]

Em34° [kWh]

Em 39° [kWh]

Em 44° [kWh]

Em 49° [kWh]

Em 54° [kWh]

Em 59° [kWh]

Em 64° [kWh]

Emaero [kWh]


Tabla 7-16 Energía eléctrica suministrada por los módulos fotovoltaicos fijos con diferentes inclinaciones y una potencia nominal de 2 kWp y por el aerogenerador

Las representaciones graficas de la energía eléctrica estimada a producir por el sistema FV para un ángulo de 64° y por el aerogenerador muestran mas claro la relación entre las dos fuentes de energía eléctrica.

En la Figura 7-4 se puede observar que en este caso el aporte de energía eléctrica para la vivienda esta en gran parte traído por el aerogenerador.

0

50

100

150

200

250

300

350

Ene Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dict [Mes]

E [k

Wh]

EmaeroEm64

Figura 7-4 Energía eléctrica suministrada por el aerogenerador y por módulos FV con una

inclinación de 64° y una potencia nominal instalada de 1 kWp


Memoria Página 50

0

50

100

150

200

250

300

350


E [k

Wh]

EmaeroEm64


inclinación de 64° y una potencia nominal instalada de 1.5 kWp

Con un sistema FV de potencia nominal de 1.5 kWp el aporte de energía eléctrica del dicho sistema crece como se puede observar en la Figura 7-5.

0

50

100

150

200

250

300

350


E [k

Wh]

EmaeroEm64


inclinación de 64° y una potencia nominal instalada de 2 kWp

Las dos fuentes de energía eléctrica presenta un carácter aproximadamente complementario y esto aporta una ventaja importante para el sistema híbrido. En la Figura 7-6 se observa que el aporte de energía eléctrica de un sistema FV con una potencia nominal de 2 kWp es muy parecido con el del aerogenerador durante los meses de verano. Esto pasa debido a que la irradiación solar que tiene un valor superior en los meses del verano y porque la velocidad del viento en esta estación es menor que en invierno.

7.5 Justificación del sistema híbrido

La razón por la que se usa un sistema híbrido para el suministro de energía eléctrica a una vivienda aislada de la red (en vez de un sistema fotovoltaico), es para garantizar el


Memoria Página 51

suministro de energía eléctrica. En inverno, donde se producen las condiciones meteorológicas más desfavorables para el sistema fotovoltaico, no disponer de un sistema híbrido implicaría la utilización de un gran número de baterías, que aseguraran el suministro durante los períodos de poca irradiación. Por otro lado, en la zona donde se halla ubicada la granja, los vientos son predominantes en invierno.

Una segunda razón para no optar por un sistema únicamente fotovoltaico, es comparar la producción de energía eléctrica de un sistema fotovoltaico con un sistema eólico de la misma potencia, tal como se realiza en la Tabla 7-17. En este caso se han comparado sistemas de 1 kW: fotovoltaico con estructura fija, fotovoltaico con estructura móvil en el eje vertical, fotovoltaico con estructura móvil en el eje horizontal, eólico considerando la velocidad media del viento entre los años 1997 y 2008, y por último, eólico considerando la velocidad mínima del viento en esos mismos años.

Mes Optima

[kWh]

Eje vertical

[kWh]

Eje horizontal

[kWh]

Aerogeneradorvmedia [kWh]

Aerogeneradorvminima [kWh]

Enero 57.40 70.40 68.00 322 289Febrero 67.70 83.50 82.90 316 282Marzo 96.60 122.00 124.00 306 271Abril 111.00 149.00 151.00 294 259Mayo 133.00 188.00 189.00 240 202Junio 127.00 181.00 181.00 228 190Julio 134.00 190.00 190.00 228 190Agosto 135.00 188.00 191.00 209 171Septiembre 119.00 160.00 163.00 265 228Octubre 100.00 130.00 130.00 265 228Noviembre 59.30 73.00 71.00 289 253Diciembre 48.10 58.50 56.10 316 282Total 1188.10 1593.40 1597.00 3278 2845 Tabla 7-17 Energía eléctrica entregada por el aerogenerador y un sistema fotovoltaico con

una potencia de 1 kWp.

También se ha desestimado la opción de un sistema únicamente eólico, dado que en verano pueden tener lugar largos períodos sin presencia de viento. En este caso sería necesario disponer de un sistema de almacenamiento de energía eléctrica, mediante muchas baterías.

En este caso el sistema híbrido presenta mayor fiabilidad respecto a los sistemas con una sola fuente de energía, sin necesidad de un sobredimensionado de los componentes.

7.6 Suma de las dos fuentes de energía A continuación se calcula la energía eléctrica entregada por el aerogenerador y por el

sistema fotovoltaico con una potencia nominal instalada de 2 kWp. Se usa la velocidad mínima y media de la velocidad del viento para la seguridad del sistema híbrido. Los resultados de los cálculos están presentados en la Tabla 7-18 y 7-19.


Memoria Página 52

Mes Eaero+14°[kWh]

Eaero+34°[kWh]

Eaero+39°[kWh]

Eaero+44°[kWh]

Eaero+49°[kWh]

Eaero+54°[kWh]

Eaero+59°[kWh]

Eaero+64°[kWh]

Enero 413.10 437.00 441.00 444 446 448 449 449Febrero 431.00 451.00 454.00 457 458 459 459 458Marzo 485.00 500.00 501.00 501 501 499 496 493Abril 513.00 516.00 514.00 510 506 501 494 487Mayo 518.00 507.00 501.00 494 485 475 464 452Junio 499.00 482.00 475.00 466 457 446 434 420Julio 512.00 497.00 490.00 482 473 462 450 436Agosto 481.00 480.00 477.00 472 465 457 448 437Septiembre 486.00 503.00 504.00 503 502 499 495 489Octubre 435.00 465.00 469.00 473 475 476 475 474Noviembre 384.90 408.00 411.00 414 417 418 419 419Diciembre 391.60 412.10 415.50 418 421 422 423 423

Tabla 7-18. Suma de la energía eléctrica producida por el aerogenerador (para una velocidad media del viento), y por el sistema FV con una potencia nominal instalada de 2 kWp y

diferentes ángulos de la estructura.

Mes Eaero+14°[kWh]

Eaero+34°[kWh]

Eaero+39°[kWh]

Eaero+44°[kWh]

Eaero+49°[kWh]

Eaero+54°[kWh]

Eaero+59°[kWh]

Eaero+64°[kWh]

Enero 380.10 404.00 408.00 411 413 415 416 416Febrero 397.00 417.00 420.00 423 424 425 425 424Marzo 450.00 465.00 466.00 466 466 464 461 458Abril 478.00 481.00 479.00 475 471 466 459 452Mayo 480.00 469.00 463.00 456 447 437 426 414Junio 461.00 444.00 437.00 428 419 408 396 382Julio 474.00 459.00 452.00 444 435 424 412 398Agosto 443.00 442.00 439.00 434 427 419 410 399Septiembre 449.00 466.00 467.00 466 465 462 458 452Octubre 398.00 428.00 432.00 436 438 439 438 437Noviembre 348.90 372.00 375.00 378 381 382 383 383Diciembre 357.60 378.10 381.50 384 387 388 389 389

Tabla 7-19 Suma de la energía eléctrica producida por el aerogenerador (para una velocidad mínima del viento), y por el sistema FV con una potencia nominal instalada de 2 kWp y

diferentes ángulos de la estructura

7.7 Energía eléctrica generada por el sistema híbrido

Como se ha presentado en el apartado 7.2 el ángulo óptimo para un sistema fotovoltaico a lo largo del año es de 34°. Sin embargo, el ángulo óptimo para cada mes va cambiando, desde los 10° de junio, hasta los 65° de diciembre. Para el sistema híbrido es posible que el


Memoria Página 53

ángulo óptimo tenga otro valor puesto que el aerogenerador puede compensar el déficit de producción eléctrica en los meses desfavorables desde el punto de vista del sistema FV. Para elegir el ángulo óptimo en este caso se hace la diferencia entre el máximo y el mínimo de los valores mensuales de energía eléctrica producida para buscar el valor más pequeño de estas diferencias. Se utiliza este método para averiguar el ángulo para el cual el sistema híbrido entrega una potencia a lo largo del año más constante.

Mes Eaero+14°[kWh]

Eaero+34°[kWh]

Eaero+39°[kWh]

Eaero+44°[kWh]

Eaero+49°[kWh]

Eaero+54°[kWh]

Eaero+59°[kWh]

Eaero+64°[kWh]

Enero 413.10 437.00 441.00 444 446 448 449 449Febrero 431.00 451.00 454.00 457 458 459 459 458Marzo 485.00 500.00 501.00 501 501 499 496 493Abril 513.00 516.00 514.00 510 506 501 494 487Mayo 518.00 507.00 501.00 494 485 475 464 452Junio 499.00 482.00 475.00 466 457 446 434 420Julio 512.00 497.00 490.00 482 473 462 450 436Agosto 481.00 480.00 477.00 472 465 457 448 437Septiembre 486.00 503.00 504.00 503 502 499 495 489Octubre 435.00 465.00 469.00 473 475 476 475 474Noviembre 384.90 408.00 411.00 414 417 418 419 419Diciembre 391.60 412.10 415.50 418 421 422 423 423Máximo 518.00 516.00 514.00 510 506 501 496 493Mínimo 384.90 408.00 411.00 414 417 418 419 419Diferencia 133.10 108.00 103.00 96 89 83 77 74Suma 5549.60 5658.10 5652.50 5634 5606 5562 5506 5437Ref. 34° 0.98 1.00 1.00 1.00 0.99 0.98 0.97 0.96

Tabla 7-20 La cantidad de electricidad entregada por los dos fuentes de energía (velocidad media del viento a una altura de 32 m del torre)

Después de esta etapa se calcula la suma de las dos fuentes de energía eléctrica para todo el año. En la Tabla 7-20 o 7-21 se observa que la diferencia de energía eléctrica suministrada por sistema con módulos inclinados a ángulos superiores e inferiores del 34° no es muy grande, un porcentaje de 96%.


Memoria Página 54

Mes Eaero+14°[kWh]

Eaero+34°[kWh]

Eaero+39°[kWh]

Eaero+44°[kWh]

Eaero+49°[kWh]

Eaero+54°[kWh]

Eaero+59°[kWh]

Eaero+64°[kWh]


Tabla 7-21 La cantidad de electricidad entregada por los dos fuentes de energía (velocidad mínima del viento a una altura de 32 m del torre)

8 Resultados finales

El sistema híbrido es autónomo, sin conexión a la red, y por eso es necesaria la existencia de los siguientes componentes:

- sistema de captación de energía (eólico y fotovoltaico)

- sistema de regulación (regulador de carga, control del aerogenerador)

- sistema de adaptación del suministro (acumulador eléctrico, convertidor cc/ca).

8.1 El sistema híbrido La complejidad de un sistema híbrido y sus componentes, varía dependiendo del

suministro de energía eléctrica, de la potencia y de las características de los consumos. En este caso, para el suministro de energía eléctrica en la granja es necesario utilizar un sistema FV y un sistema eólico que asegure la captación de energía, un sistema de regulación que realiza la función de control de las baterías y el control de los procesos de conexión y desconexión de las cargas alimentadas y un sistema de adaptación del suministro que ajuste los parámetros de las dos fuentes de energía eléctrica.


Memoria Página 55

Como se puede observar en la Figura 8-1, que presenta el diagrama de bloques del sistema híbrido, el sistema FV transforma la energía solar en corriente continua que fluye a través de líneas de alimentación y del regulador de carga para su almacenamiento en el acumulador eléctrico. Los consumos de la casa funcionan con corriente alterna y por eso el abastecimiento eléctrico se realiza desde el acumulador. El nivel de tensión nominal de la corriente continua de este sistema es de 24 V y la potencia nominal de todo el sistema FV es de 2 kWp.

El sistema eólico transforma la energía cinética del viento en energía eléctrica, mediante un alternador trifásico de imanes permanentes, que proporciona tensión alterna trifásica. Esta tensión alterna trifásica se transforma en tensión continua de 24 V mediante un rectificador que se halla en la góndola. La potencia nominal del aerogenerador es de 1 kW. El centro de control del aerogenerador hace la conexión entre este sistema y el acumulador eléctrico y también funciona como un regulador de carga eólico que asegura el correcto funcionamiento de las baterías.

Tanto el regulador de carga FV como el centro de conexión sirven para prolongar la vida útil del acumulador eléctrico, obtener el mayor grado de eficiencia posible ajustando de forma óptima la energía eléctrica para la carga de la batería proporcionada por los dos sistemas de captación de energía. Es preferible incluir los dos dispositivos para asegurar que en caso de que uno de los sistemas de captación de energía no funciona, se garantiza un funcionamiento correcto del acumulador eléctrico.

En los sistemas aislados resulta imprescindible almacenar la energía eléctrica generada durante el día (el caso del sistema FV), o durante periodos con velocidades del viento que garantiza la operación del aerogenerador, para cubrir la demanda nocturna y los momentos de escasa producción de energía eléctrica. La seguridad de suministro y también la vida útil de todo el sistema depende decisivamente de la función de almacenamiento. En este caso el acumulador eléctrico debe resistir bien a los ciclos de carga y descarga diaria, debe tener una buena eficiencia de carga, incluso con pequeñas intensidades de la misma, y una baja autodescarga. El acumulador eléctrico está formado por 24 baterías de Pb-ácido con electrolito inmovilizado en forma de gel, de 2 V cada una, que asegura una tensión continua de salida de 24 V y una capacidad de 2000 Ah. La carga del acumulador eléctrico se realiza generando una tensión mayor que la tensión nominal. En esta operación, la tensión aumenta gradualmente con la carga. Es deseable que esta tensión no exceda la tensión de fin de carga del fabricante y de este se encarga el regulador FV y el centro de control del aerogenerador.

Los módulos FV, el aerogenerador y el acumulador eléctrico proporcionan tensión continua, con la que los consumidores de esta vivienda no pueden funcionar. Para poder suministrar energía eléctrica a estos se requiere el uso de un inversor que presente una corriente alterna de salida lo mas sinusoidal posible, una tensión de salida de 230 V y una frecuencia estable de 50 Hz. La potencia del inversor del sistema ha sido establecida en función de la demanda de energía eléctrica simultánea de los consumos y tiene el valor de 6000 W. El inversor admite breve admisión de sobrecarga para los picos de carga y arranque de motores.

El sistema híbrido ha sido diseñado para asegurar un suministro continuo de energía eléctrica pero en casos excepcionales o de mantenimiento se puede garantizar dicho suministro por un grupo electrógeno. Su potencia es igual que la del inversor (6000 W).


Memoria Página 56

Figura 8-1 Diagrama de bloques del sistema híbrido

8.2 El aerogenerador eólico La tabla del apartado 3.4.1 indica que la potencia más adecuada para el aerogenerador,

en una aplicación de suministro rural aislado, se encuentra en el intervalo de 1 a 10 kW. Se tiene que tener en cuenta que el perfil de viento de la zona, que no presenta velocidades elevadas.

Se ha escogido el aerogenerador BWC XL1, de eje horizontal, diseñado para condiciones de velocidades del viento bajas. Presenta las características siguientes:

Potencia nominal 1000 [W]Voltaje 24 [V] (c.c)

Tipo de generador Alternador de imanes permanentes (Neodi)

Velocidad de acoplamiento 3 [m/s]Velocidad de supervivencia 29 [m/s]Velocidad nominal 11[m/s]Velocidad de arranque 2.5 [m/s]Velocidad de rotación nominal 490 [rpm]Altura del torre 9;13;20;26 o 32 [m]Numero de hélices 3

Tabla 8-1 Características BWCXL1

El rotor es a barlovento: el viento incide primero sobre el plano del rotor y posteriormente sobre la torre de sustentación, con lo cual se minimiza la influencia de su sombra sobre el rotor.

El alternador convierte la energía cinética del rotor en energía eléctrica.


Memoria Página 57

Utiliza imanes permanentes y ha sido especialmente diseñado para producir energía a bajas velocidades. La salida del alternador es de corriente alterna trifásica (que varía en el voltaje y frecuencia con la velocidad del rotor), pero se rectifica a corriente continua en el interior de la góndola. Como utiliza imanes permanentes, el alternador genera mayor tensión cuando la velocidad del rotor aumenta, y viceversa.

Figura 8-2 Componentes del aerogenerador BWCXL1

La góndola es de fibra de vidrio y protege todo el cuerpo principal de la máquina. Contiene la estructura principal: el eje de la turbina (buje), el rectificador, el montaje de anillos, los rodamientos de orientación, y la parte de montaje de la torre. Los rodamientos de orientación permitirán a la turbina eólica que se mueva libremente en la parte superior de la torre para que el rotor se encare al viento. El deslizamiento del anillo es la conexión eléctrica entre los elementos móviles y los elementos fijos: la turbina eólica y el cableado de la torre (se utiliza dado que el aerogenerador se orienta con la dirección del viento).

Para el sistema de orientación este modelo de aerogenerador dispone de veleta de cola. La orientación del rotor se realiza de forma mecánica, al incidir el viento y ejerciendo sobre este un par de fuerzas que hace que se mantenga siempre el plano de giro del rotor perpendicular a la dirección del viento.

El aerogenerador tiene sistema de control (se puede montar en la base de la torre), que se muestra en la Figura 8-3, que sirve como punto de conexión central para los componentes eléctricos en el sistema eólico y proporciona una serie de funciones de control.

Figura 8-3 Sistema de control del aerogenerador BWCXL1


Memoria Página 58

Funcionamiento normal El rotor del aerogenerador va comenzar a girar cuando la velocidad del viento alcanza

aproximadamente 3 m/s. La carga de la batería debería comenzar poco después de que el rotor gira a esta velocidad. Una vez arrancado, el rotor continuará girando para velocidades del viento superiores a 2.5 m/s. La velocidad del rotor se incrementará con el aumento de la velocidad del viento y el sistema ofrecerá una mayor energía eléctrica. Esta energía producida aumenta rápidamente debido a la energía disponible en el viento varía con el cubo de la velocidad del viento.

Funcionamiento para altas velocidades de viento La turbina eólica necesita un sistema de control que permita, por un lado, detener la

maquina y limitar su velocidad por razones de seguridad, y por otro optimizar el funcionamiento. Este aerogenerador presenta un mecanismo denominado AutoFurl (se basa en las fuerzas aerodinámicas en el rotor) que en torno a 12.5 m/s, gira el aerogenerador para que la incidencia del viento no sea perpendicular. Su principio es reducir el área de captación o área del rotor en posición perpendicular a la corriente de aire incidente cuando la velocidad de este supere cierto valor critico (como se puede ver en la Figura 8-4). El rotor oscila lateralmente (alrededor de un eje vertical). Sin embargo, no gira completamente de lado del viento y esto permite que el aerogenerador continúe produciendo energía con vientos fuertes. Cuando los fuertes vientos disminuyan en intensidad el sistema automáticamente restaura la turbina a la posición normal.

Figura 8-4 Sistema de orientación Auto Furl

El mecanismo AutoFurl del aerogenerador también funciona cuando este produce no produce energía eléctrica.

Funcionamiento “modo lento”


Memoria Página 59

Cuando el voltaje de la batería se acerca al voltaje del sistema de regulación el centro de control, en primer lugar, trata de limitar esta tensión introduciendo de una carga adicional. Si esta medida no es suficiente el centro de control frena la turbina eólica. Esta función que tiene el centro de control se denomina modo lento, e impide la operación de la turbina eólica una vez que las baterías están llenas (evitar la sobrecarga de las baterías).

Figura 8-5 Esquema básico de electricidad

Gracias al centro de control el aerogenerador no requiere un regulador de carga.

En la Tabla 8-2 se observa la tensión máxima indicada por el sistema de control y su relación con la capacidad disponible del acumulador eléctrico, que funciona a un voltaje nominal de 24 V.

Led Tensión acumulador [V]

Estado de carga%

L1 (verde) < 22 <5L2 (amarillo) 22-23.5 5L3 (verde) 23.5-24 15L4 (verde) 24-24.5 30L5 (verde) 24.5-25 60L6 (verde) 25-27 90L7 (verde) 27-28 100L8 (verde) 28-29.5 100L9 (amarillo) 29.5-30.5 100L10 (rojo) > 30.5 100

Tabla 8-2 Indicaciones sobre el estado de carga del acumulador eléctrico (con tensión nominal de 24 V)


Memoria Página 60

8.3 Energía producida con las dos fuentes de energía renovables

8.3.1 Elección de la potencia nominal instalada para el sistema FV Una vez obtenidos los datos sobre el aporte eólico (estimación de la energía producida

por el aerogenerador, apartado 7.1.3) y teniendo en cuenta los datos del consumo que necesita la vivienda se puede analizar el aporte de la sistema fotovoltaico con estructura fija.

Las dos fuentes de energía renovables contribuirán para garantizar el consumo de energía eléctrica en la vivienda. Como se ha visto en el apartado 7.4 la potencia nominal instalada de 1 kWp para el sistema FV no realiza un aporte de energía eléctrica significativo. También en el caso de una potencia de 1.5 kWp el sistema fotovoltaico aporta una proporción de energía inferior al sistema eólico. Para asegurar un funcionamiento seguro de todo el sistema se elige una potencia instalada de 2 kWp.

8.3.2 Elección de la altura de la torre. Dado que para la altura de 26 m, la velocidad mínima para los meses del verano está

cerca del valor de arranque del aerogenerador (como se puede ver en el apartado 7.2), se elige el valor de 32 m para la altura de la torre, que es la altura máxima que oferta el fabricante. A esta altura se captará la mayor cantidad de viento posible y el rendimiento del aerogenerador aumentara.

8.3.3 Elección de la estructura del sistema FV La diferencia entre la energía eléctrica producida por un sistema fotovoltaico con

estructura fija a un ángulo de inclinación óptimo y la energía eléctrica producida por un sistema con la misma potencia instalada pero con seguimiento solar (de eje vertical o de eje inclinado) se ha analizado en el apartado 7.3, observando que con la estructura fija se produce, aproximadamente, el 75 % de la energía generada con una estructura móvil en un eje.

Sin embargo, se escoge una estructura fija, porque en el caso de una estructura móvil sería necesario descontar el consumo del motor que permite el movimiento de la estructura, habría que disponer de más superficie, puesto que las sombras de los paneles son mayores debido al movimiento, su volumen e impacto visual son mayores y su mantenimiento es mayor.

8.3.4 Elección del ángulo optimo para el sistema fotovoltaico El ángulo óptimo de inclinación de los módulos fotovoltaicos que están pensados para

funcionar junto a un aerogenerador es diferente del ángulo óptimo de unos módulos FV que funcionan independientes. En el primer caso el sistema fotovoltaico debe adaptarse a la energía eléctrica aportada por el aerogenerador. En este situación, el aerogenerador entrega una potencia mayor en los meses del inverno, cuando la velocidad del viento tiene valores superiores, lo contrario ocurre para el sistema fotovoltaico, que entrega una potencia mayor en el verano cuando los valores de irradiación solar son superiores. Para dimensionar el sistema híbrido, la energía eléctrica generada a lo largo de un año tiene que presentar pocas variaciones.


Memoria Página 61

Se ha calculado, en el apartado 7.7, la energía eléctrica producida por el sistema híbrido, para diferentes ángulos de inclinación de la estructura de los módulos fotovoltaicos. El valor total de energía producida no sufre grandes cambios (menos del 5%) cuando se hace variar dicho ángulo entre 14 y 64°. Por tanto, el criterio escogido para seleccionar el ángulo de inclinación, ha sido el que determine una menor variación en la producción de energía eléctrica, por parte de todo el sistema híbrido, a lo largo de un año.

La menor variación se obtiene para un ángulo de 64°. En la Figura 8-6y 8-7 se puede observar la energía eléctrica producida a lo largo del año para velocidades del viento medias y mínimas a una altura de la torre de 32 m y la energía eléctrica producida por módulos FV con una inclinación de 64° y con una potencia nominal instalada de 2 kWp. Usando este ángulo se puede observar que la energía eléctrica total, producida por un año, no tiene pendientes elevadas.

0

100

200

300

400

500

Ene Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dic

Mes

[kW

h]

E64EaeroEaero+64

Figura 8-6 Variación de la energía eléctrica suministrada por el sistema híbrido a una

velocidad del viento media.

0

100

200

300

400

500

600


Mes

[kW

h]

E64EaeroEaero+64


velocidad del viento mínima.


Memoria Página 62

En las condiciones mencionadas anteriormente se muestran los valores numéricos de la energía eléctrica entregada por el aerogenerador y por el sistema FV en la Tabla 8-3 y en la Tabla 8-4. Estos datos no incluyen las perdidas de conversión del inversor, el grado de eficiencia de los conductores relevantes de transporte, las pérdidas en la carga de la batería y el grado de eficiencia del regulador de carga.

Mes Em 64°[kWh]

Emaero[kWh]

E total[kWh]

E dia[kWh]

Enero 127 322 449 14.48Febrero 142 316 458 15.79Marzo 187 306 493 15.90Abril 193 294 487 16.23Mayo 212 240 452 14.58Junio 192 228 420 14.00Julio 208 228 436 14.06Agosto 228 209 437 14.10Septiembre 224 265 489 16.30Octubre 209 265 474 15.29Noviembre 130 289 419 13.97Diciembre 107 316 423 13.65

Tabla 8-3 Energía eléctrica producida por el sistema híbrida (velocidad de viento media)

Mes Em 64°[kWh]

Emaero[kWh]

E total[kWh]

E dia[kWh]

Enero 127 289 416 13.42Febrero 142 282 424 14.62Marzo 187 271 458 14.77Abril 193 259 452 15.07Mayo 212 202 414 13.35Junio 192 190 382 12.73Julio 208 190 398 12.84Agosto 228 171 399 12.87Septiembre 224 228 452 15.07Octubre 209 228 437 14.10Noviembre 130 253 383 12.77Diciembre 107 282 389 12.55

Tabla 8-4 Energía eléctrica producida por el sistema híbrida (velocidad de viento mínima)


Memoria Página 63

8.4 Elección de la tensión nominal del sistema híbrido Los módulos fotovoltaicos y el aerogenerador van a asegurar simultáneamente la carga

del acumulador eléctrico. Dado que la tensión nominal del aerogenerador es de 24 V se elige la tensión de trabajo del sistema FV con el mismo valor.

8.5 Módulo FV seleccionado La potencia nominal que se tiene que instalar para el sistema FV es de 2 kWp.

El módulo FV a utilizar en este caso es el SM500S 125W, con estructura policristalina, sus características se presentan en la Tabla 8-5.

Potencia máxima 125 [Wp]Limites de potencia ± 2 [W]Número de células en serie 36Tension nominal 12 [V]Tension de pico potencia VMPP 17.5 [V]Voltaje circuito abierto VOC 21.7 [V]Corriente a su máxima potencia IMPP 7.14 [A]Corriente de cortocircuito ISC 8.00 [A]Dimensiones 1500 x 680 [mm]Espesor 35 [mm]Peso 12.1 [kg]

Tabla 8-5 Características SM500S 125W

Para asegurar la potencia y la tensión nominal de funcionamiento del sistema FV se hace la conexión de los módulos FV que pueden ser en serie o/y paralelo.

Para obtener una potencia de 2 kWp y trabajar con una tensión de 24 V, será necesario utilizar 16 módulos fotovoltaicos, conectados en una matriz de 2 en serie por 8 en paralelo.

8.6 El acumulador eléctrico El acumulador eléctrico elegido es de la marca Victron Energy y tiene las características

que se pueden observar en la Tabla 8-6.

Capacidad 1000 [100h]Tension nominal 2 [V]Peso 68 [kg]Durada de vida en descarga 100% 700 [ciclos]Durada de vida en descarga 50% 1200 [ciclos]Durada de vida en descarga 30% 2400 [ciclos]

Tabla 8-6 Características batería BAT702152260 Victron Energy.


Memoria Página 64

En este tipo de baterías, el electrolito se inmoviliza en forma de gel. Las baterías de gel tienen por lo general una mayor duración y una mejor capacidad de ciclos que las baterías con electrolito líquido. Para asegurar la capacidad nominal y la tensión nominal de funcionamiento del acumulador eléctrico se hace la conexión de los baterías que pueden ser en serie o/y paralelo. La carga del acumulador eléctrico se realiza generando una tensión mayor que la tensión nominal. En esta operación, la tensión aumenta gradualmente con la carga. Es deseable que esta tensión no exceda la tensión de fin de carga del fabricante.

El número total de baterías es 24 será necesario conectar 2 en serie y 12 en paralelo y así la capacidad de la acumulador eléctrico es de 2000 Ah.

8.7 El regulador FV El regulador de carga tiene la misión de regular la corriente que absorbe la batería con el

fin de que en ningún momento pueda sobrecargarse peligrosamente pero, al mismo tiempo, evitando en lo posible que deje de aprovechar la energía captada por los módulos FV. Para ello, el regulador debe detectar y medir constantemente el voltaje, que será una indicación del estado de carga de la batería y si éste llega al valor previamente establecido (la tensión máxima admisible), debe actuar de forma que impida que la corriente siga circulando hacia la batería.

Los valores que se usan para la elección de un regulador son la máxima corriente que permite que circule a través de él (debe ser un 20% superior a la máxima corriente del sistema FV) y la tensión de trabajo del acumulador eléctrico (generalmente 12, 24 o 48 V). Como la tensión de salida del aerogenerador es de 24 V se elige una tensión nominal del acumulador eléctrico igual a ésta. Por tanto, la tensión a la salida del regulador se debe adaptar a este valor.

Se ha elegido el regulador Outback FM 80 MPPT cuyos parámetros se observa en la Tabla 8-7.

Tensión nominal de las baterías 24 [V]Tensión máxima VOC del sistema FV 150 [V]Potencia pico del sistema FV 2 [kW]Corriente de salida máxima 80 [A]Rendimiento 97.5 [%] Tabla 8-7 Características del regulador Outback FM 80 MPPT

El regulador MPPT, (seguidor del punto de máxima potencia) se encarga de optimizar la curva I-V de los módulos FV para conseguir la máxima potencia posible bajo diferentes situaciones de irradiación, temperatura o sombras.

Este regulador previene la sobrecarga y descarga de la batería, la inversión de polaridad y evita que los módulos actúen como receptores en determinadas ocasiones. Además, esta protegiendo el sistema en caso de altas temperaturas, reduciendo o interrumpiendo el corriente de los módulos.


Memoria Página 65

8.8 El inversor El inversor es el equipo que transforma la tensión continua que proporcionan las

baterías en tensión alterna (en este caso 230 V).

Para evitar sobredimensionar el inversor hay que tener en cuenta, no la potencia instalada, sino la potencia que ha de entregar a las cargas que puedan funcionar simultáneamente.

El inversor escogido es el Xantrex 6000 que se puede conectar a la red o en aplicaciones sin conexión a la red eléctrica y proporciona un suministro eléctrico completamente autónomo. Las características más importantes se pueden observar en la Tabla 8-8.

Potencia nominal 6000 [W]Sobretensión transitoria 12000 [W]Rendimiento 95.4 [%]Tensión de salida 230 ±3% [V]Frecuencia de salida 50±1% [Hz]Forma de onda SenoidalMedidas 45x32x17 [mm]

Tabla 8-8 Características del inversor Xantrex 6000

El panel de control ayuda a configurar el modo de funcionamiento del inversor, como se puede ver en la Figura 8-8. Cuando esta proporcionando un suministro eléctrico mediante el acumulador eléctrico hace también una supervisión del nivel del acumulador. La fila de cinco indicadores LED indica la capacidad disponible aproximada de este. Existen cuatro estados de batería: vacía, baja, media y completa. Si la capacidad de la baterías disponible esta vacía, no habría ningún indicador LED iluminado. Se considera que la batería asta vacía si la profundidad de descarga supera el 50%.

Figura 8-8 Panel de información del inversor


Memoria Página 66

8.9 Grupo electrógeno El grupo electrógeno es un generador auxiliar que asegura la disponibilidad de servicio

eléctrico y está evitando las posibles interrupciones en el suministro provocadas por una carga insuficiente en las baterías (días consecutivos nublados o días con baja velocidad del viento) o por operaciones de mantenimiento.

El dimensionado del grupo se ha realizado en función del consumo total previsto (la potencia que ha de entregar a los consumos que funcionan simultáneamente), en la granja y las condiciones particulares de utilización del grupo. Éste se pondrá en marcha de manera manual, en todas las situaciones.

Como la potencia del inversor es de 6000 W se elige un grupo electrógeno con esta potencia nominal de la marca Cummins Onan. Es un grupo electrógeno diesel y sus características se pueden observar en la Tabla 8-9:

Potencia nominal 6000 [W]Tensión nominal 230 [V]Frecuencia 50 [Hz]Consumo (Pn) 3.03 [l/h]Consumo (1/2Pn) 1.74 [l/h]Ruido 75 [dB]Dimensiones 957 x 535x607 [mm]Peso 223 [kg]

Tabla 8-9 Características del grupo electrógeno SD 6.0 50 Hz

8.10 Accionamiento eléctrico

La extracción de agua del pozo es una necesidad en la granja, dado que en esa zona no existe suministro de agua corriente.

La extracción de agua se realiza mediante una bomba sumergible con una potencia nominal del motor de 300 W que proporcionan unos 1.5 m3/h. El consumo de agua en la vivienda se estima en unos 500 l/día. El volumen del depósito es de 1500 l por lo que la bomba tardaría 60 minutos para llenarlo.

El motor de la bomba es trifásico y para limitar la demanda eléctrica en los arranques, se alimenta mediante un convertidor de frecuencia, que se alimenta de una fuente de corriente alterna monofásica a 230 V y 50 Hz. Este convertidor permite un arranque y frenado suave, sin grandes consumos de corriente.

El convertidor de frecuencia rectifica la tensión alterna de alimentación en tensión continua y, a continuación convierte la tensión continua en tensión alterna de amplitud y frecuencia variables. De este modo, el motor se alimenta de una tensión y frecuencia variables que permite la regulación de su velocidad.


Memoria Página 67

Figura 8-9 Las conexiones eléctricas convertidor de frecuencia-motor bomba

El convertidor de frecuencia utilizado es de la gama Micromaster Vector de Siemens. Para un funcionamiento seguro del accionamiento eléctrico no esta permitido el funcionamiento de un motor con una potencia nominal mayor que la del convertidor ni inferior a la mitad de la del convertidor. Como la potencia del motor es de 300 W el convertidor elegido es el MMV37 de 370 W. Sus características se pueden observar en la Tabla 8-10.

Rango de tension de entrada 1 AC 208V - 240 [V]+/-10% Frecuencia de entrada 47 - 63 [Hz]Gama de frecuencias de salida 0- 650 [Hz]Resolució 0.01 [Hz]

Capacidad de sobrecarga 200% durante 3 [s]150% durante 60 [s]respecto de la intensidad de corriente

Protección contraExceso de temperatura en el convertidorExceso de temperatura en el motorSobretensión y tensión

Regulación y control Sensorless vectorFCC (Flux Current Control)Curva de tensión en función de la frecuencia

Rendimiento 97 [%]

Estabilidad de consigna Analógica < 1 [%] Digital < 0,02 [%]

Dimensiones 149 x 184 x 172 [mm]

Tabla 8-10 Características Micromaster MMV37


Memoria Página 68

Figura 8-1 Convertidor de frecuecia Micromaster Vector

El funcionamiento de la bomba se ajusta mediante la programación del convertidor de frecuencia, al que están conectados los sensores de nivel del depósito de agua. La bomba de agua funcionará o se detendrá, automáticamente, en función del estado de los sensores de nivel mínimo y máximo del depósito. Para ello, se conectan ambos sensores al controlador de nivel CN5 Controles, que se alimenta a 230 V y 50 Hz, como se puede ver en la Figura 8-6. Este controlador utiliza sensores con tres electrodos de acero inoxidable y portaelectrodos de plástico. El relé de salida se activa cuando el líquido no moja el electrodo inferior y es desactivado cuando el líquido moja los electrodos inferior y superior.

Figura 8-10 Conexiones eléctricas controlador de nivel- convertidor de frecuencia


Memoria Página 69

El relé del controlador de nivel esta conectado a la entrada digital del convertidor de frecuencia, DIN1, como se puede observar en la Figura 8-11.

Figura 8-11 Terminales de control del convertidor de frecuencia

La configuración de los parámetros del convertidor de frecuencia, con respecto al arranque del motor, hace que el tiempo que tarda este en acelerarse desde la posición de reposo hasta la frecuencia máxima ajustada, 50 Hz, es de 5 s, como se puede observar en la Figura 8-12.

Figura 8-12 Aceleración del motor de la bomba

El tiempo que tarda el motor en desacelerar desde la frecuencia máxima, 50 Hz, hasta la posición de reposo ha sido establecido a 5 s.


Memoria Página 70

Figura 8-13 Deceleración del motor de la bomba

El convertidor de frecuencia permite redondeo de rampa de aceleración/desaceleración del motor y así se evitan los cambios bruscos de estos procesos.

Figura 8-14 Redondeo de rampa de aceleración

Además de estos parámetros, en el documento de Anexos, se indica la programación realizada a todos aquellos parámetros en los que se ha cambiado en valor predefinido por el fabricante. La programación se ha realizado bajo los criterios siguientes:

• Ajustar los valores de la placa de características al motor de la bomba de agua.

• Desactivar del panel frontal los pulsadores para regular la velocidad, la inversión de giro y la marcha paso a paso.

• Ajustar una de las entradas digitales para que el convertidor arranque o pare el motor, en función del estado de los sensores de nivel.

• Ajustar una de las entradas digitales para la puesta en marcha manual de la bomba.

• Ajustar una de las entradas digitales para el paro manual de la bomba. • Re-arranque automático en caso de falta de alimentación.


ANEXOS





Índice 1 Generalidades ............................................................................................................. 3

2 Contenido ................................................................................................................... 3

3 Cálculos...................................................................................................................... 4

3.1 Potencia instalada en la vivienda ....................................................................... 4

3.2 Sistema eólico .................................................................................................... 6

3.2.1 Velocidad del viento a 80 m de altura en la ubicación escogida................ 6

3.2.2 Estimación de la velocidad del viento para una altura de torre de 32 m.... 7

3.2.3 Estimación de la energía eléctrica anual producida ................................... 8

3.3 Sistema fotovoltaico......................................................................................... 11

3.3.1 Potencia nominal y ángulo de inclinación................................................ 11

3.3.2 Panel fotovoltaico seleccionado ............................................................... 13

3.3.3 Número de módulos ................................................................................. 13

3.3.4 Datos de la sistema FV............................................................................. 15

3.3.5 La superficie ocupada por el sistema FV ................................................. 16

3.4 Regulador FV ................................................................................................... 17


3.6 El inversor ........................................................................................................ 19

3.7 Accionamiento eléctrico................................................................................... 21


Anexos Página 3

1 Generalidades

Los cálculos efectuados en este documento permiten justificar un estudio sobre la implementación de un sistema híbrido para el suministro de energía eléctrica: de origen fotovoltaico y eólico, para la alimentación de una granja aislada de la red de suministro de energía eléctrica.

Los datos necesarios para los cálculos sobre el aporte fotovoltaico han sido realizados a partir del programa de cálculo Photovoltaic Geographical Information System (PVGIS), disponible en la página web: http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps3/pvest.php#. Este programa de cálculo permite determinar la irradiación incidente en la zona de la granja y estimar la cantidad de energía eléctrica que se puede obtener a partir de esta irradiación (para módulos FV con diferentes inclinaciones o con seguimiento solar o para módulos FV de distintas estructuras).

Los datos necesarios para la realización de los cálculos sobre el aporte eólico han sido extraídos de de la base de datos WindTrends. La página web de esta base de datos es: http://windtrends.meteosimtruewind.com/es/. Esta base ofrece datos sobre las condiciones meteorológicas en Europa entre los años 1997 y 2009: mapas con las velocidades del viento mensuales, mapas de las turbulencias atmosféricas, o de las temperaturas.

Para el cálculo de la potencia instalada en la vivienda, el consumo de los aparatos y luminarias ha sido extraído de los diferentes catálogos de fabricantes.

2 Contenido

En este documento se abordan los aspectos siguientes:

El cálculo de la potencia instalada en la granja, apartado 3-1:

- la potencia del alumbrado;

- la potencia de los consumos;

- el consumo mensual de energía eléctrica.

Sistema eólico, apartado 3-2:

- distribución mensual del viento para un altura de 80 m;

- velocidad del viento a la altura de 32 m del torre;

- estimación de la energía producida con el aerogenerador escogido.

Sistema fotovoltaico, apartado 3-3:

- estimación del ángulo optimo de inclinación y de la potencia instalada para los módulos;

- cálculos de la cantidad de módulos a conectar, utilizando los datos del modulo FV escogido;

- los parámetros de salida de la sistema FV;

- cálculo de la superficie ocupada por el sistema FV.


Anexos Página 4

El regulador, apartado 3-4:

- cálculos que determinan los parámetros del regulador.

El acumulador eléctrico, apartado 3-5:

- cálculos que determinan las parámetros de acumulador eléctrico;

- cálculos de la cantidad de batería a conectar, utilizando los datos de la batería escogida.

El inversor, apartado 3-6:

- cálculos de la potencia del alumbrado y del los luminarias simultáneos;

- cálculos que determinan los parámetros del inversor.

Accionamientos eléctricos:

- Selección del convertidor de frecuencia que permita una arranque suave del sistema de bombeo.

- Selección de los sensores y actuadores conectados al convertidor.

- Programación del convertidor.

3 Cálculos

3.1 Potencia instalada en la vivienda Para buscar el aporte óptimo del sistema FV y del aerogenerador es necesario conocer

en primer lugar las cargas eléctricas conectadas al sistema y, a ser posible, su clase de servicio.

En la Tabla 3-1 se muestran las cargas relacionadas con el consumo de alumbrado.


[W]

N°

�

Clase de servicio

[h]

Demanda de energia diaria [Wh]

Pasillos 25 5 0.50 63Comedor 70 2 2.00 280Cocina 50 2 2.00 200Baño1 25 2 1.00 50Baño2 20 1 1.00 20Dormitorio1 70 2 1.50 210Dormitorio2 60 3 1.50 270Desván 50 1 0.50 25Anexos 50 5 2.00 500Patio 50 3 2.00 300Total 1919

Tabla 3-1 Consumo de alumbrado


Anexos Página 5

Se ha diseñado para un uso eficiente de la energía, utilizando bombillas de bajo consumo en todas las dependencias. De este modo, el sistema de generación será de menor potencia.

En el Tabla 3-2 se muestran el resto de cargas eléctricas. Además de todas ellas se han dispuesto de bases de enchufe para poder alimentar, cuando sea necesario, cargas auxiliares.

Receptor Un

[V]

In

[A]

Potencia nominal

[W]

Clase de servicio

[h]

Demanda de energia diaria

[Wh]Frigorífico 230 0.70 160 24.00 380Congelador 230 0.90 179 24.00 705Horno 230 14.00 3000 1.20 975Lavadora 230 9.00 2000 2.00 850Television 230 0.30 70 3.00 210Plancha 230 5.20 1200 0.40 480Aspirador 230 10.00 1400 0.30 300Microonda 230 8.00 1250 0.30 370Campana extractora 230 10.00 220 0.25 480Bomba de agua 230 7.00 300 1.00 300Bases enchufe 230 0.80 195 11.00 2145Total 7196

Tabla 3-2 Consumo de las cargas eléctricas, a excepción del alumbrado.

El consumo eléctrico y la clase de servicio de los usuarios determinan los requisitos del sistema.

Sumando las dos demandas de energía diaria resulta la demanda de energía total por día de la vivienda, tal como se muestra en la Tabla 3-3.

El uso de la vivienda es anual, y en la Tabla 3-4 se muestra el consumo de energía eléctrica mensual. Como se puede apreciar dicho consumo presenta pocas variaciones a lo largo del año.

DemandaDemanda energía

diaria[Wh]

Alumbrado 1919Consumos 7196Total 9115

Tabla 3-3 Consumo total en un día


Anexos Página 6

Mes Demanda de energia mensual

[kWh]Enero 282.57Febrero 264.34Marzo 282.57Abril 273.45Mayo 282.57Junio 273.45Julio 282.57Agosto 282.57Septiembre 273.45Octubre 282.57Noviembre 273.45Diciembre 282.57

Tabla 3-4 Consumo mensual

3.2 Sistema eólico

3.2.1 Velocidad del viento a 80 m de altura en la ubicación escogida Para buscar un aerogenerador que corresponda a la demanda de energía eléctrica de la

vivienda y de las características de la zona de ubicación se tuvo en cuenta el perfil de las velocidades del viento. Las velocidades del viento mensuales, entre los años 1997 y 2008, han sido extraídas de la base de datos WindTrends para una altura de 80 m (Tabla 3-5). Estos datos ofrecen la seguridad de que el perfil de las velocidades del viento no va sufrir cambios importantes en los próximos años.

Mes vmedia

[m/s]vmin

[m/s]Enero 7.42 6.92Febrero 7.33 6.83Marzo 7.17 6.67Abril 7.00 6.50Mayo 6.25 5.75Junio 6.08 5.58Julio 6.08 5.58Agosto 5.83 5.33Septiembre 6.58 6.08Octubre 6.58 6.08Noviembre 6.92 6.42Diciembre 7.33 6.83

Tabla 3-5 Velocidades del viento medias (1997-2008) para la altura de 80 m


Anexos Página 7

3.2.2 Estimación de la velocidad del viento para una altura de torre de 32 m El aerogenerador elegido es el BWC XL1 de la marca Bergey, de eje horizontal,

diseñado para condiciones de velocidades del viento bajas con las siguientes características:

Potencia nominal 1000 [W]Voltaje 24 [V] (c.c)

Tipo de generador Alternador de imanes permanentes (Neodi)

Velocidad de acoplamiento 3 [m/s]Velocidad de supervivencia 29 [m/s]Velocidad nominal 11[m/s]Velocidad de arranque 2.5 [m/s]Velocidad de rotación nominal 490 [rpm]Altura del torre 9;13;20;26 o 32 [m]Numero de hélices 3

Tabla 3-6 Características BWCXL1

La altura de la torre ha sido seleccionada en función del perfil de las velocidades del viento y de las posibles alturas de torre del fabricante. De todas ellas se ha seleccionado la torre de mayor altura posible, que son 32 m. Las nuevas velocidades a esa altura se calculan con la siguiente formula:

α

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⋅=

2

121 )()(

hhhVhV

(1)

Donde:

- V(h1) es la velocidad del viento que se desea estimar, a la altura h1 del suelo;

- V(h2) es la velocidad del viento conocida a una altura h2;

- h1 es la altura a la que se quiere estimar la velocidad del viento;

- h2 es la altura de referencia;

- α es el valor que depende de la rugosidad existente en la ubicación, horas diarias, temporada, temperatura, el relieve de terreno.

Ejemplo de cálculo para enero:

h2=80 m

h1=32 m

V(h2)=7.42 m/s (velocidad media del viento)

α=0.14

51.6803242.7)(

14.0

1 =⎟⎠⎞

⎜⎝⎛⋅=hV m/s


Anexos Página 8

h2=80 m

h1=32 m

V(h2)=6.92 m/s (velocidad mínima del viento)

α=0.14

07.6803292.6)(

14.0

1 =⎟⎠⎞

⎜⎝⎛⋅=hV m/s

Los valores mensuales de la velocidad del viento calculados, en la ubicación escogida y para una altura de torre de 32 m se muestran en la Tabla 3-7.

Mes vmedia

[m/s]vmin

[m/s]Enero 6.19 6.07Febrero 6.43 5.99Marzo 6.29 5.85Abril 6.14 5.70Mayo 5.48 5.04Junio 5.34 4.90Julio 5.34 4.90Agosto 5.12 4.68Septiembre 5.78 5.34Octubre 5.78 5.34Noviembre 6.07 5.63Diciembre 6.43 5.99

Tabla 3-7 Velocidades del viento medias (1997-2008) para la altura de 32 m

3.2.3 Estimación de la energía eléctrica anual producida La energía eléctrica entregada por el aerogenerador para esta altura se calcula con los

documentos técnicos de éste y se utiliza la distribución de Weibull.

Para estos cálculos se utiliza:

- la velocidad media por mes o año (el viento no sigue la distribución Weibull para períodos de tiempo cortos)

- el factor de forma que tiene diferentes valores para lugares cerca del mar o continentales, como en este caso (k=2)

- la altura del lugar donde se coloca el aerogenerador.

- la altura de la torre del aerogenerador.

- el factor de turbulencia que tiene valores entre 0.00 y 0.05 en la mayoría de los casos.


Anexos Página 9

- el factor de seguridad que incluye situaciones en las que la energía no se utiliza batería completa (0.05 para viviendas aisladas).

Ejemplo de cálculo para enero:

Como se puede observar en la Tabla 3-8, se utilizan intervalos de velocidad del viento y para cada uno de éstos se calcula la potencia entregada por el aerogenerador, la probabilidad de que esta velocidad se alcance en un día y la potencia entregada con esta probabilidad.

Como ejemplo, se toma de nuevo el mes de enero, donde los datos necesarios para el cálculo son:

- vmedia=6.51 m/s

- Parámetro forma de la distribución =2 (zonas continentales)

- Altura de la zona =9 m

- Exponente del viento =0.011 para terrenos lisos

- Altura del torre =32 m

- Factor de turbulencia =0.02 (habitual)

- Factor de seguridad =0.05 (viviendas aisladas)

Intervalo de velocidad

[m/s]

Potenciaaerogenerador

[W]

Probabilidad del viento

Potencia media entregada

[W]

1.00 0.00 0.03 0.002.00 1.96 0.05 0.113.00 21.54 0.08 1.644.00 58.75 0.09 5.405.00 122.40 0.10 12.346.00 225.21 0.10 23.237.00 367.20 0.10 36.618.00 518.97 0.09 47.599.00 685.43 0.08 55.29

10.00 861.69 0.07 58.6711.00 1047.73 0.06 57.9112.00 1175.03 0.04 50.7913.00 1204.40 0.03 39.2814.00 1175.03 0.02 27.9215.00 1126.07 0.02 18.8416.00 1072.21 0.01 12.2217.00 1018.36 0.01 7.6518.00 969.40 0.00 4.6519.00 920.44 0.00 2.7320.00 871.48 0.00 1.55

Total 1.00 464.40 Tabla 3-8 Cálculo Weibull para enero


Anexos Página 10

Representando la probabilidad del viento, Figura 3-1, se observa que para una velocidad media de 6.51 m/s, el comportamiento real puede quedar estimado mediante esta distribución.

0.00

0.02

0.04

0.06

0.08

0.10

0.12

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Velocidad [m/s]

Prob

abili

dad

Figura 3-1 Curva de la probabilidad para la velocidad media

Para la potencia media diaria entregada no se usa el factor de seguridad. Por tanto la energía eléctrica diaria entregada se calcula con la siguiente formula:

( )

1000124 segmedia

dia

FPE

−⋅⋅= (2)

Donde:

- Pmedia es la potencia media entregada [W]

- Fseg es el factor de seguridad

( ) 6.101000

05.012440.464=

−⋅⋅=diaE [kWh]

Mes Em,medio[kWh]

Em,minim[kWh]

Enero 322 289Febrero 316 282Marzo 306 271Abril 294 259Mayo 240 202Junio 228 190Julio 228 190Agosto 209 171Septiembre 265 228Octubre 265 228Noviembre 289 253Diciembre 316 282

Tabla 3-9 Energía eléctrica mensual entregada por el aerogenerador


Anexos Página 11

Se calcula la energía eléctrica para cada mes multiplicando este valor por el número de días. En la Tabla 3-9 se pueden observar estos valores para una altura de la torre de 32 m y para las dos velocidades del viento: media y mínima.

3.3 Sistema fotovoltaico

3.3.1 Potencia nominal y ángulo de inclinación

La energía eléctrica que el sistema fotovoltaico debe proporcionar se evaluó en función del aporte eólico y de las demandas del consumidor. Se ha optado para una potencia instalada de 2 kWp, para que en caso de que la velocidad del viento sea baja, y por tanto la energía eléctrica entregada por el aerogenerador no tiene valores elevados, el suministro eléctrico de la vivienda no se vea afectado. Esta potencia se evaluó para unos módulos con inclinación fija.

La energía eléctrica entregada por el sistema híbrido, a lo largo del año, no debe tener variaciones importantes, para asegurar un suministro continuado a la instalación se busca la inclinación de los módulos fotovoltaicos que asegure la producción de energía eléctrica más estable. Para ello, se ha obtenido la diferencia entre las producciones mensuales de energía eléctrica del sistema híbrido máxima y mínima, en diferentes ángulos de inclinación de los módulos fotovoltaicos.

Mes Eaero+14°[kWh]

Eaero+34°[kWh]

Eaero+39°[kWh]

Eaero+44°[kWh]

Eaero+49°[kWh]

Eaero+54°[kWh]

Eaero+59°[kWh]

Eaero+64°[kWh]


Tabla 3-10 Energía eléctrica generada por el sistema híbrido (velocidad media del viento a una altura de 32 m del torre)


Anexos Página 12

En la Tabla 3-10 o 3-11 se observa que la diferencia de energía eléctrica suministrada por sistema con módulos inclinados a ángulos superiores y inferiores del 34° no es muy grande, un porcentaje de 96%. El ángulo escogido es el que determina una menor diferencia entre los valores de energía mensual máxima y mínima, que como se observa en la Tabla 3-10 son 64°.

Mes Eaero+14°[kWh]

Eaero+34°[kWh]

Eaero+39°[kWh]

Eaero+44°[kWh]

Eaero+49°[kWh]

Eaero+54°[kWh]

Eaero+59°[kWh]

Eaero+64°[kWh]


Tabla 3-11 Energía eléctrica generada por el sistema híbrido (velocidad mínima del viento a una altura de 32 m del torre)

0

100

200

300

400

500


Mes

[kW

h]

E64EaeroEaero+64


velocidad del viento media.


Anexos Página 13

0

100

200

300

400

500

600


Mes

[kW

h]

E64EaeroEaero+64

Figura3-3 Variación de la energía eléctrica suministrada por el sistema híbrido para una

velocidad del viento mínima.

La energía producida por el sistema híbrido tiene el perfil que se puede observar en las Figuras 3-2 y 3-3.

3.3.2 Panel fotovoltaico seleccionado El panel escogido en la instalación fotovoltaica es el SM500S 125W, de estructura

policristalina. Sus características son:

Potencia máxima 125 [Wp]Limites de potencia ± 2 [W]Número de células en serie 36Tension nominal 12 [V]Tension de pico potencia VMPP 17.5 [V]Voltaje circuito abierto VOC 21.7 [V]Corriente a su máxima potencia IMPP 7.14 [A]Corriente de cortocircuito ISC 8.00 [A]Dimensiones 1500 x 680 [mm]Espesor 35 [mm]Peso 12.1 [kg]

Tabla 3-12 Características del SM500S 125W

3.3.3 Número de módulos La potencia nominal de los módulos FV que hay que instalar es de 2 kWp. Para calcular

el número total de paneles se considera la siguiente formula:


Anexos Página 14

Nt=ulop

psist

PP

mod

(3)

Donde:

- Nt es el número total de módulos

- Ppsist es la potencia pico del sistema FV [Wp]

- Ppmodulo es la potencia pico del módulo FV [Wp]

→Nt= 1252000 =16

El sistema FV está formado de la conexión de los módulos FV que pueden ser en serie o/y paralelo.

Número de módulos en serie El aerogenerador escogido dispone de una tensión de salida de 24 V y como las dos

fuentes de energía eléctrica van a alimentar el acumulador eléctrico se impone una tensión de trabajo de 24 V para este. Si se divide dicho valor entre el valor de tensión MPP del modulo se obtiene la cantidad de módulos en serie.

Ns=MPP

tr

VV (4)

Donde:

- Ns es el número de módulos en serie

- Vtr es la tensión de trabajo del sistema fotovoltaico [V]

- VMPP es la tensión nominal del modulo FV [V]

→Ns= 21224

=

El número de módulos FV conectadas en serie es dos.

Número de módulos en paralelo

La cantidad de módulos serie a conectar en paralelo se puede expresar con la fórmula:

Np= NsNt (5)

Donde:

- Np es número de módulos en paralelo

- Nt es número total de módulos

- Ns es número de módulos en serie

→Np= 216 =8


Anexos Página 15

3.3.4 Datos de la sistema FV Con los datos del modulo FV seleccionado y la potencia nominal instalada se puede

calcular los parámetros del sistema que se utilizan en la elección del regulador de carga FV.

- Potencia pico del sistema FV en función de los números de módulos:

Ppsist= MPPPNt ⋅ (6)

Donde:

- Ppsist es potencia pico del sistema FV [Wp]

- Nt es el número total de módulos FV

- PMPP es la potencia pico del modulo FV[Wp]

→Ppsist =16·125=2000 [Wp]

- Tensión pico del sistema fotovoltaico:

VMPPsist=Ns·VMPP (7)

Donde:

- VMPPsist es la tensión pico generada por el sistema FV [V]

- Ns es el número de módulos FV en serie

- VMPP es la tensión pico del modulo FV [V]

→VMPPsist=2·17.5=35.00 [V]

- Intensidad pico del sistema FV:

IMPPsist=Np·IMPP (8)

Donde:

- IMPPsist es la intensidad pico del sistema FV [A]

- Np es el número de módulos FV en paralelo

- IMPP es la intensidad pico del modulo FV [A]

→IMPPsist =8·7.14=57.12 [A]

- Tensión en circuito abierto del sistema FV:

VOCsist=Ns·VOC (9)

Donde:

- VOCsist es la tensión en circuito abierto del sistema FV [V]

- Ns es el número de módulos FV en serie

- VOC es la tensión en circuito abierto del modulo FV [V]

→VOCsist =2·21.70=43.40 [V]


Anexos Página 16

- Intensidad de cortocircuito del sistema FV:

ISCsist=Np·ISC (10)

Donde

- ISCsist es la intensidad de cortocircuito del sistema FV [A]

- Np es el número de módulos FV en paralelo

- ISC es la intensidad de cortocircuito del módulo FV [A]

→ISCsist=8·8.00=64.00[A]

3.3.5 La superficie ocupada por el sistema FV Para el sistema FV hay que evitar las sombras entre las placas ya que producen una

disminución de rendimiento.

Para determinar la superficie ocupada por el dicho sistema y cumpliendo la condición de minimizar las pérdidas se supone que los 16 módulos se disponen en 2 filas con 8 módulos cada uno.

Figura 3-4 Distancia mínima entre módulos

En la Figura 3-4, se representa la distancia mínima entre módulos, siendo:

- h la altura o diferencia de altura entre la parte alta de una fila de módulos y la parte baja de la siguiente;

- L es la longitud del módulo;

- a es el ángulo de inclinación del módulo.

La distancia d, medida sobre la horizontal, entre las dos filas de módulos inclinados de altura h, tiene que ser igual o superior al valor obtenido por la expresión:

( )latitudtghd−°

=67

(11)

→ ( ) =−

°⋅=

−°⋅

=)2.4467(

645.167

)(tg

senlatitudtg

asenLd 3.17 [m]


Anexos Página 17

La superficie del sistema FV se calcula con la siguiente formula:

Ssist=[d+2·L·cos(a)]·8·l (12)

Donde:

- Ssist es la superficie total (incluidos los módulos y la separación entre ellos) [m2]

- l es la anchura del módulo [m]

→Ssist=[3.17+2·1.5·cos(64°)]·8·0.68=24.26 [m2]

3.4 Regulador FV El regulador FV debe ser evaluado de acuerdo con los parámetros del sistema FV y las

del acumulador eléctrico. Los módulos fotovoltaicos se diseñan para que puedan producir una tensión de salida algunos voltios superiores a la tensión que necesita una batería para cargarse. Se suele hacer esto para asegurar que el sistema FV estará en condiciones de cargar la batería, incluso cuando la temperatura de la célula sea alta y se produzca una caída de tensión.

La tensión de trabajo para el sistema el acumulador eléctrico es de 24 V y por tanto la potencia nominal del regulador se debe adaptar a este valor. Máxima corriente que permite que circule a través del regulador debe ser un 20% superior a la máxima corriente del sistema FV:

Imaxreg=1.2·ISCsist (13)

Donde:

- Imaxreg es la intensidad máxima del regulador [A]

- ISCsist es la intensidad de cortocircuito del sistema FV [A]

→Imaxreg=1.20·64.00=76.80 [A]

La tensión máxima del sistema FV ha sido calculada y tiene el valor de VOCsist=43.40 V por tanto la tensión máxima del regulador debe que ser más elevada que este valor.

El regulador Outback FM 80 MPPT está recomendado para aplicaciones FV con potencia nominal de 2000 W, potencia máxima 2500 W y tensión nominal de 24 V sus parámetros se observan en la Tabla 3-13.

Tensión nominal de las baterías 24 [V]Tensión máxima VOC del sistema FV 150 [V]Potencia pico del sistema FV 2 [kW]Corriente de salida máxima 80 [A]Rendimiento 97.5 [%]

Tabla 3-13 Características del regulador Outback FM 80 MPPT

3.5 El acumulador eléctrico El tamaño del acumulador está determinado por la demanda energética, los días de


Anexos Página 18

autonomía, la profundidad admisible de descarga y las diversas pérdidas por el propio sistema. La capacidad mínima de la batería se calcula con la siguiente formula:

Cmin=⋅⋅⋅

⋅

inv

dd

TUENη

(14)

Donde:

- Cmin es la capacidad mínima del acumulador eléctrico [Ah]

- Nd es el número de días de autonomía [d]

- Ed es la energía eléctrica consumida en la vivienda en un día [Wh/d]

- U es la tensión del sistema [V]

- T es la profundidad de descarga (de 0.3 a 0.9)

- ηinv es el grado de eficiencia del inversor

Para alargar el tiempo de vida útil de la batería se puede prefijar una profundidad de descarga diaria de 10%. De esta manera, después de haber transcurrido los tres días de autonomía, la cantidad de carga extraída de la batería sería de 70%. Por tanto la profundidad admisible de descarga es de 0.7.

→Cmin = =⋅⋅

⋅954.07.024

91153 1706.16 [Ah]

La batería elegida tiene las características que se pueden observar en la Tabla 3-14.

Capacidad 1000 [100h]Tension nominal 2 [V]Peso 68 [kg]Durada de vida en descarga 100% 700 [ciclos]Durada de vida en descarga 50% 1200 [ciclos]Durada de vida en descarga 30% 2400 [ciclos]

Tabla 3-14 Características batería BAT702152260 Victron Energy

Las baterías se conectan entre sí para que la tensión final sea de 24 V. Las baterías pueden formar grupos de baterías, de forma que dentro de cada grupo se conectan en serie, mientras que los grupos se conectan en paralelo. El número de baterías que forma cada grupo es:

Nbs=nbat

tr

VV (15)

Donde:

- Nbs es el número de baterías en serie

- Vtr es la tensión nominal de trabajo del sistema híbrido [V]

- Vnbat es la tensión nominal de la batería [V]


Anexos Página 19

→Nbs= 12224

=

El número de grupos en paralelo es:

Nbp=batC

Cmin (16)

Donde:

- Nbp es el número de grupos en paralelo

- Cmin Capacidad mínima de instalar [Ah]

- Cbat Capacidad de la batería [Ah]

→Nbp= 70.11000

1706.2=

Como esto no es posible, ya que cada batería es una unidad, se emplea el valor superior inmediato que es 2.

En estas condiciones, el número total de baterías es 24 y la capacidad de la acumulador eléctrico es de 2000 Ah.

3.6 El inversor

Para evitar calcular en exceso el inversor no hay que tener en cuenta la potencia que ha de entregar a todos los consumos, sino la potencia que ha de entregar a los que puedan funcionar simultáneamente. En la Tabla 3-15 y 3-16 se puede observar el factor de simultaneidad (Fs), para las cargas y las luminarias.

Receptor Pnominal [W]

Fs Preceptores simultáneos

[W]Frigorífico 160 1.00 160Congelador 179 1.00 179Horno 3000 0.50 1500Lavadora 2000 0.45 900Television 70 0.75 53Plancha 1200 0.35 420Aspirador 1400 0.30 420Microonda 1250 0.30 375Campana extractora 220 0.35 77Bomba de agua 300 1.00 300Bases enchufe 195 1.00 195Total 4576

Tabla 3-15 Cargas simultáneos


Anexos Página 20


[W]

Fs Potencia receptores simultáneos

[W]Pasillos 25 0.5 13Comedor 70 0.75 53Cocina 50 0.75 38Baño1 25 0.5 13Baño2 20 0.5 10Dormitorio1 70 0.75 53Dormitorio2 60 0.75 45Desván 50 0.5 25Anexos 50 0.75 38Patio 50 0.75 38Total 323

Tabla 3-16 Luminarias simultáneos

Para minimizar los consumos instantáneos elevados, se ha dispuesto un convertidor de frecuencia que alimente al motor eléctrico del sistema de bombeo de agua. Este convertidor, tal como se verá más adelante, se ha configurado para asegurar un arranque suave, que no provoca un consumo de corriente superior al de condiciones nominales.

La potencia nominal del inversor debe ser más grande que la potencia total de los receptores simultáneos.

Pni≥1.2·Prs (17)

Donde:

- Pni es la potencia nominal del inversor [W]

- Prs es la potencia total de los receptores simultáneos [W]

→Pni≥1.2·Prs →Pni≥1.2·(4567+323)→ Pni≥ 5878.2 [W]

El inversor escogido es el Xantrex 6000, cuyas características más importantes son:

Potencia nominal 6000 [W]Sobretensión transitoria 12000 [W]Rendimiento 95.4 [%]Tensión de salida 230 ±3% [V]Frecuencia de salida 50±1% [Hz]Forma de onda SenoidalMedidas 45x32x17 [mm]

Tabla 3-17 Características del inversor Xantrex 6000


Anexos Página 21

3.7 Accionamiento eléctrico La extracción de agua se realiza mediante una bomba sumergible. El motor de la bomba

es trifásico y con una potencia nominal de 300 W que proporcionan unos 1.5 m3/h. El consumo de agua en la vivienda se estima en unos 500 l/día y el volumen del depósito es de 1500 l.

El nivel del agua del depósito esta monitorizado por un controlador de nivel que esta conectado a la entrada DIN1 del convertidor de frecuencia MMV37 Micromaster de Siemens, ver Figura 3-6.

Figura 3-5 Diagrama de conjunto Micromaster


Anexos Página 22

El tiempo de funcionamiento de la bomba y la autonomía del depósito se pueden calcular utilizando los datos de arriba:

El volumen del depósito es de 1500 l, por lo que la bomba está capacitada para llenarlo en 60 minutos. Como el consumo medio de agua en un día es de 500 l, el depósito asegura tres días de autonomía (sí el deposito esta lleno).

Figura 3-6 Conexiones eléctricas convertidor de frecuencia-controlador de nivel

El sensor de nivel mínimo del controlador esta situado a un altura de 1/3 del depósito de agua o 500 l. Así se garantiza la cantidad de agua necesaria en un día. El sensor de nivel máximo está situado a la altura del depósito que implica una cantidad de agua de 1500 l.

La bomba de agua funcionará o se detendrá, automáticamente, en función del estado de los sensores de nivel mínimo y máximo del depósito. También puede realizarse la puesta en marcha y paro de forma manual.

El funcionamiento de la bomba se ajusta mediante la programación de este convertidor. Los ajustes de parámetros requeridos pueden introducirse mediante las teclas de configuración de parámetros del panel frontal del convertidor, (P, � y �). Los valores y números correspondientes a parámetros se indican en la pantalla de LED de cuatro dígitos, que se puede observar en la Figura 3-7.


Anexos Página 23

Si se pulsa este botón estando el convertidor parado, arrancará y funcionará a la frecuencia para marcha por impulsos predeterminada. El convertidor se parará al soltar el botón. Si se pulsa este botón estando el convertidor funcionando, no tendrá efecto. Desactivado si P123 = 0.

Pulse este botón para arrancar el convertidor. Desactivado si P121 = 0.

Pulse este botón para parar el convertidor. Pulse una vez para activar un OFF1 . Pulse dos veces para activar un FF2 con el objeto de interrumpir inmediatamente la tensión desde el motor, permitiendo que éste se pare sin decelerarse.

Pantalla de LED Muestra la frecuencia (predeterminada), los valores o números correspondientes a parámetros (cuando se pulsa P) o los códigos de avería.

Pulse este botón para cambiar el sentido de giro del motor. El sentido INVERSO se indica mediante un signo menos (valores <100) o mediante un punto decimal intermitente (valores > 100). Desactivado si P122 = 0.

Pulse este botón para el AUMENTO de frecuencia. Se utiliza para cambiar valores o números correspondientes a parámetros a un ajuste superior durante el procedimiento de configuración de parámetros. Desactivado si P124 = 0.

Pulse este botón para la REDUCCIÓN de frecuencia. Se utiliza para cambiar valores o números correspondientes a parámetros a un ajuste inferior durante el procedimiento de configuración de parámetros. Desactivado si P124 = 0.

Pulse este botón para tener acceso a los parámetros. Desactivado si P051 - P055 ó P356 = 14 cuando se utilizan entradas digitales. Presionar y mantener para acceder a una resolución de parámetros mayor.

Tabla 3-18 Descripción de funcionamiento de las teclas

Figura 3-7 Panel frontal del convertidor de frecuencia Mictromaster

Cuando el relé de salida del controlador de nivel se activa, dado que el líquido no moja


Anexos Página 24

el electrodo inferior, la bomba de agua empieza a funcionar y cuando el relé de salida es desactivado, es decir, cuando el líquido moja los electrodos inferior y superior, la bomba se detendrá, automáticamente.

El convertidor de frecuencia está configurado con los siguientes parámetros:

P Función Rango Descripción / Notas Configuración

P000 Visualización de estado -

Se visualiza la salida seleccionada en P001.En caso de producirse una avería (la visualización parpadea) se puede consultar el código de avería.. Si se ha seleccionado la frecuencia de salida (P001 = 0) y el convertidor está en modo de espera,la visualización alterna entre la frecuencia de referencia y la frecuencia de salida real que tiene un valor de 0 Hz.

-

P001 Tipo de visualización 0- 9

Selección de visualización: 0 = Frecuencia de salida [Hz] 1 = Consigna de frecuencia (es decir, régimen al que se configura el convertidor para su funcionamiento)[Hz] 2 = Intensidad de corriente del motor [A] 3 = Tensión de enlace CC [V] 4 = Par motor [% del valor nominal] 5 = Velocidad del motor [rpm] 6 = Estado del bus USS 7 = Señal de retroalimentación PID [%] 8 = Tensión de salida [V] 9 = Frecuencia instantánea de rotor / eje [Hz]. Notas: 1. Puede cambiarse la escala de la visualización mediante P010. 2.Cuando el convertidor está funcionando en modo V/f o en modo FCC (P077 = 0.1 o 2) la pantalla muestra la frecuencia de salida del convertidor en Hz.

0

P002 Tiempo de aceleración

0- 650[s]

Tiempo que tarda el motor en acelerarse desde la posición de reposo hasta la frecuencia máxima ajustada en P013. Un ajuste demasiado bajo del tiempo de aceleración puede producir el disparo del convertidor (código de avería F002 sobreintensidad).

5

P003 Tiempo de desaceleración

0- 650[s]

Tiempo que tarda el motor en desacelerar desde la frecuencia máxima (P013) hasta la posición de reposo.Un ajuste demasiado bajo del tiempo de desaceleración puede producir el disparo del convertidor (código de avería F001 sobretensión).También es el período durante el que se aplica el frenado por inyección de cc.

5

P004 Redondeo de rampa

0- 40[s]

Se utiliza para redondear la rampa de aceleración del motor.El redondeo de rampa sólo es efectivo si el tiempo de aceleración es superior a 0.3 s.

2

P005Consigna de frecuencia

digital

0-650[Hz]

Ajusta la frecuencia a la que funcionará el convertidor cuando se controle en modo digital. Sólo es efectiva si se ajusta P006 a "0" ó "3".

50


Anexos Página 25

P006

Selección del origen para la consigna de freecuencia

0- 3

Selecciona el origen de la consigna de frecuencia del convertidor. 0 = Potenciómetro motorizado. El convertidor funciona a la frecuencia ajustada en P005 y se puede controlar con los pulsadores � y � (función potenciómetro motorizado). Alternativamente, si P007 se ajusta a cero, la frecuencia se puede aumentar o reducir ajustando las dos entradas digitales (P051 a P055 o P356) a los valores de 11 y 12.1 = Analógico. Control mediante una señal de entrada analógica.2 = Frecuencia fija. La frecuencia fija sólo se selecciona si el valor de al menos una de las entradas digitales (P051 a P055 o P356) es igual a 6 o 17 o 18.3 = Adición de consigna digital. Frecuencia solicitada = frecuencia digital (P005) + frecuencias fijas (P041 a P044, P046 a P049) seleccionadas.Notas:1. Si P006 = 1 y el convertidor se configura para funcionamiento a través del enlace serie, las entradas analógicas permanecen activas. 2. La consigna de potenciómetro motorizado ajustada mediante entradas digitales se almacenan al desconectar la alimentación siempre que P011 = 1.

0

P007 Control del teclado 0- 1

0 = Botones del panel frontal desactivados. El control se realiza mediante entradas digitales.1 = Botones del panel frontal activados (pueden desactivarse individualmente dependiendo del ajuste de los parámetros P121 - P124).

0

P009

Ajuste de protección de

parámetros 0- 3

Determina qué parámetros pueden ajustarse:0 = Sólo se pueden leer/ajustar los parámetros P001 a P009.1 = Los parámetros P001 a P009 pueden ajustarse y todos los demás parámetros sólo pueden leerse.2 = Se pueden leer/ajustar todos los parámetros pero P009 vuelve a ajustarse a 0 utomáticamente cuando se desconecta la alimentación.3 = Se pueden leer/ajustar todos los parámetros.

3

P010Cambio de escala de la visualización

0- 500Factor de escala para la visualización seleccionada cuando P001 = 0, 1, 4, 5, 7 o 9.Resolución de 4 dígitos. 1

P011

Memorización de la consigna de frecuencia

0- 1

0 = Desactivada.1 = Activada después de la desconexión, es decir, las variaciones de la consigna realizadas con los botones �/� o mediante entradas digitales se almacenan en memoria aunque se haya desconectado la alimentación del convertidor.

0

P012Frecuencia mínima del

motor

0-650[Hz]

Ajusta la frecuencia mínima del motor (debe ser inferior al valor de P013). 10


Anexos Página 26

P013Frecuencia maxima del

motor

0-650[Hz]

Ajusta la frecuencia máxima del motor.Para que las operaciones sean lo más estables posibles cuando se mantene constante la velocidad deseada en el motor (P077=3), la frecuencia máxima de salida no puede exceder de un valor 3 x velocidad nominal del motor (P081).

50

P017 Tipo de redondeo de rampa

1.- 2

1 = Redondeo de rampa continuo (definido mediante P004). 2 = Redondeo de rampa discontinuo. Esta función proporciona una respuesta rápida sin redondeo de rampa a los comandos de parada y solicita la reducción de la frecuencia. P004 debe ajustarse a un valor > 0.0 para que este parámetro sea efectivo.

1

P018Rearranque automático tras fallo

0 -1

Rearranque automático tras fallo: 0 = Desactivada. 1 = El convertidor intentará hasta 5 veces el rearranque después de un fallo. Si la avería no se corrige después del 5 intento, el convertidor permanecerá en el estado de fallo hasta que vuelva a realizarse el ajuste. La pantalla parpadeará mientras el inversor esté a la espera de reiniciarse. Esto significa que el arranque es inminente y que puede producirse en cualquier momento.

1

P051

Selección de función de

control, DIN1 (borne 5)

frecuencia fija 5

0 -24

0 Entrada desactivada 1 ON, derecho 2 ON, izquierdo 3 Inversión 4 La activación de OFF2 hará que el motor gire por inercia hasta detenerse 5 La activación de OFF3 hará que se produzca el frenado rápido del motor 6 Frecuencias fijas 1 - 6 7 Marcha impulsos horario 8 Marcha impulsos contrahorario 10 Reajuste de códigos de avería 13 Desactivar entrada analógica. (consigna0.0Hz) 14 Desactivación de la posibilidad de cambiar parámetros 15 Activación de freno de CC 16 Utilización de los tiempos para marcha por impulsos en vez de los tiempos deaceleración y desaceleración normales 18 Frecuencias fijas 1-6, pero la entrada alta también solicitará MARCHA cuando P007 = 0. 19 Disparo externo 24 Conmutación de consigna analógica.

1

P080

Factor de potencia

nominal del motor

0.00-1.00

Si la placa de características del motor no indica el rendimiento ni el factor de potencia, ajuste el parámetro P080 a 0.

0


Anexos Página 27

P081Frecuencia nominal del

motor

0- 650[Hz] 50

P082Velocidad

nominal del motor

0- 9999[rpm] 2875

P083Intensidad nominal del

motor

0.10- 300.00

[A]1.45

P084Tensión

nominal del motor

0- 1000[V] 230

P085Potencia

nominal del motor

0.12- 250

[kW]3

P086

Límite de intensidad de corriente del

motor

0- 250[%]

Define la intensidad de sobrecarga del motor como porcentaje de la intensidad nominal del motor (P083) admisible durante un minuto como máximo. Mediante este parámetro y P186, la intensidad de corriente del motor se puede limitar y puede evitarse el sobrecalentamiento del motor. Si este valor de ajuste se supera durante un minuto, la frecuencia de salida se reduce hasta que la intensidad desciende hasta el valor ajustado en P083. La pantalla del convertidor parpadea a modo de indicación de advertencia pero el convertidor no se dispara. Puede provocarse el disparo del convertidor utilizando el relé conjuntamente con el parámetro P074. Nota: El valor máximo al que puede ajustarse P086 está limitado automáticamente por las características nominales del convertidor.

150

P123

Activación/desactivación del

botón de MARCHA

IMPULSOS �

0- 10 = Botón de MARCHA IMPULSOS desactivado.1 = Botón de MARCHA IMPULSOS activado (sólo es posible si P007=1).

0

P124

Activación/desactivación

de los botones � y �

0- 1

0 = Botones � y � desactivados.1 = Botones � y � activados (sólo es posible si P007 = 1).Nota: Esto sólo se aplica al ajuste de la frecuencia. Los botones pueden seguirse utilizando para cambiar valores de parámetros.

0

Notas:1 Los parámetros P080 a P085 deben ajustarse en función del motor específico que se va a utilizar.Lea los valores incluidos en la placa de características del motor.2 Será necesario realizar una calibración automática (P088 = 1 ) si los ajustes de P080 a P085 se cambian por valores distintos de los ajustes predeterminados de fábrica.


Anexos Página 28

P125 Inhibición de sentido inverso 0- 1

Este parámetro puede utilizarse para evitar que el convertidor haga girar un motor en sentido inverso. 0 = Sentido inverso desactivado. Esta función inhibe los comandos de inversión de todas las fuentes (por ejemplo, panel frontal, digital, analógica, etc.). Todos los comandos negativos de MARCHA (por ejemplo, MARCHA en sentido antihorario, MARCHA IMPULSOS en sentido antihorario, sentido INVERSO, etc.) dan lugar al giro en sentido DIRECTO. Los resultados negativos de adición de consigna se limitan a 0 Hz. 1 = Funcionamiento normal (se permite el funcionamiento en sentido DIRECTO/INVERSO).

1


PLANOS





Índice Plano n°1 Ubicación

Plano n°2 Distribución: habitaciones planta baja y planta alta

Plano n°3 Distribución: granja Plano n°4 Fachada granja Plano n°5 Distribución: módulos fotovoltaicos

Suministro de energía eléctrica a una vivienda rural ...deeea.urv.cat/DEEEA/lguasch/StelutaNedelcu...

Documents

Transcript of Suministro de energía eléctrica a una vivienda rural ...deeea.urv.cat/DEEEA/lguasch/StelutaNedelcu...