TECNOLOGÍA EN LA PRÁCTICA
SIV007. TECNOLOGÍA FOTOVOLTAICA
Patricia Andreu Cabedo Beatriz Astasio Cavero
Pablo Grajeda Pérez Diego Real Fernández
Belén Silvestre Adelantado
Tabla de contenido
1. Introducción .............................................................................................................. 6
1.1 Tipos generales de instalación fotovoltaica ...................................................... 6
2. Componentes de una placa solar fotovoltaica.......................................................... 8
2.1 Cubierta de vidrio .............................................................................................. 9
2.2 Encapsulante ...................................................................................................... 9
2.3 Marco de aluminio o de acero inoxidable ....................................................... 10
2.4 Células solares .................................................................................................. 10
2.4.1 Silicio monocristalino ................................................................................ 10
2.4.2 Silicio policristalino ................................................................................... 10
2.4.3 Película fina ............................................................................................... 11
2.4.4 Nuevas tecnologías ................................................................................... 12
2.5 Caja de conexiones .......................................................................................... 14
2.5.1 Soportes .................................................................................................... 14
3. Regulador de carga .................................................................................................. 16
3.1 Concepto general ............................................................................................. 16
3.2 Características técnicas .................................................................................... 17
3.3 Tipos ................................................................................................................. 17
3.3.1 Reguladores digitales y analógicos ........................................................... 17
3.3.2 Reguladores en paralelo y en serie .......................................................... 18
3.4 Reguladores MPPT ........................................................................................... 22
3.5 Fabricantes y precios ....................................................................................... 23
3.6 Módulos fotovoltaicos autorregulados ........................................................... 23
4. Contador .................................................................................................................. 24
4.1 Concepto general ............................................................................................. 24
4.2 Tipos ................................................................................................................. 25
4.2.1 Analógicos o digitales: .............................................................................. 26
4.2.2 Según la conexión a la red: ....................................................................... 27
4.2.3 Según el tipo de energía a medir: ............................................................. 27
4.2.4 Según la exactitud. ................................................................................... 27
4.2.5 Según el tipo de medición (sólo para analógicos): ................................... 28
4.3 Fabricantes y precios ....................................................................................... 28
5. Sistemas de acumulación ........................................................................................ 28
5.1 Baterías ............................................................................................................ 28
5.1.1 Concepto general ..................................................................................... 28
5.1.2 Características técnicas ............................................................................ 29
5.1.3 Tipos.......................................................................................................... 29
5.1.4 Fabricantes y precios ................................................................................ 34
5.2 Supercondensador ........................................................................................... 34
5.2.1 Concepto general ..................................................................................... 34
5.2.2 Características técnicas ............................................................................ 35
5.2.3 Tipos.......................................................................................................... 35
5.2.4 Fabricantes y precios ................................................................................ 37
6. Inversores ................................................................................................................ 37
6.1 Concepto general ............................................................................................. 37
6.2 Configuraciones de los inversores ................................................................... 40
6.3 Rendimiento ..................................................................................................... 42
6.4 Tipos ................................................................................................................. 43
6.4.1 Inversores fotovoltaicos autónomos ........................................................ 43
6.4.2 Inversores para conexión de sistemas fotovoltaicos a la red eléctrica .... 44
6.5 Precios .............................................................................................................. 49
6.6 Transformadores .............................................................................................. 49
6.6.1 Concepto general ..................................................................................... 49
6.7 Tipos de transformadores ................................................................................ 51
6.7.1 Autotransformador................................................................................... 51
6.7.2 Transformador con núcleo toroidal o envolvente ................................... 52
6.7.3 Transformador de grano orientado .......................................................... 52
6.7.4 Transformador de núcleo de aire ............................................................. 53
6.7.5 Transformador de núcleo envolvente ...................................................... 53
6.7.6 Transformador piezoeléctrico .................................................................. 53
7. Sistemes de protecció ............................................................................................. 53
7.1 Elements de protecció en corrent continu ...................................................... 54
7.1.1 Presa de terra ........................................................................................... 54
7.1.2 Seccionadors ............................................................................................. 56
7.1.3 Fusibles ..................................................................................................... 57
7.1.4 Interruptors automàtics magnetotèrmics ................................................ 59
7.1.5 Descarregadors ......................................................................................... 61
7.1.6 Caixes i quadres de connexionat .............................................................. 62
7.2 Elements de protecció AC ................................................................................ 63
7.2.1 Interruptor diferencial .............................................................................. 63
7.3 Fabricants i preus ............................................................................................. 65
8. Cablejat .................................................................................................................... 66
8.1 Fabricants i preus ............................................................................................. 67
9. Bibliografía .............................................................................................................. 68
Índice de ilustraciones
Ilustración 1.1-1: Instalación fotovoltaica autónoma ...................................................... 6
Ilustración 1.1-2: Instalación fotovoltaica conectada a red ............................................. 8
Ilustración 1.1-1: Componentes de una placa solar fotovoltaica ..................................... 9
Ilustración 2.5-1: Soportes fijos. ..................................................................................... 14
Ilustración 2.5-2: Paneles sobre fachada o tejado. ........................................................ 15
Ilustración 2.5-3: Soportes móviles. ............................................................................... 16
Ilustración 3.3-1: Regulador analógico .......................................................................... 18
Ilustración 3.3-2: Regulador digital ................................................................................ 18
Ilustración 3.3-3: Esquema de regulador en paralelo .................................................... 19
Ilustración 3.3-4: Esquema de regulador en serie .......................................................... 20
Ilustración 3.4-1: Regulador MPPT ................................................................................. 22
Ilustración 4.2-1: Contador eléctrico analógico y digital ................................................ 26
Ilustración 6.1-1: Tipos de onda ..................................................................................... 39
Ilustración 6.4-1: Diagrama de un inversor fotovoltaico autónomo .............................. 44
Ilustración 6.4-2: Tipos de configuraciones .................................................................... 46
Ilustración 6.4-3: Diagráma de inversor de conexión a red con transformador LF y HF 48
Ilustración 6.6-1: Diagrama de un transformador.......................................................... 50
Ilustración 6.6-2: Núcleo y devanados de un transformador ........................................ 50
Ilustración 6.6-3: Esquema eléctrico de un transformador ........................................... 51
Ilustración 6.7-1: Esquema eléctrico de un autotransformador .................................... 52
Ilustración 6.7-2: Transformador con núcleo toroidal ................................................... 52
Ilustración 6.7-3: Transformador de grano orientado ................................................... 53
Il·lustració7.1-1: Exemple de seccionador: Telargon 4 pols 800V d’aïllament .............. 56
Il·lustració 7.1-2: Esquemes de connexionat de seccionadors (ABB)............................. 57
Il·lustració7.1-3: Conjunt de fusible cilíndric i base ........................................................ 58
Il·lustració7.1-4: Exemples de descarregadors: Zigor de 200 i 1000 Vcc ....................... 61
Il·lustració7.1-5: Esquema del descarregador (a: limitador de corrent, b: tub de gas, c:
desconnector, d: varistor) .............................................................................................. 62
Il·lustració7.1-6: Exemple de quadre de connexió (Telergón) ....................................... 63
Il·lustració7.2-1: Interruptor diferencial ......................................................................... 64
Il·lustració7.2-2: Esquema construcció interruptor diferencial ..................................... 64
Il·lustració7.3-1: Exemple de cable sense armadura (esquerra) i amb armadura (dreta)
........................................................................................................................................ 66
Índice de tablas
Tabla 1: Características de los distintos tipos de células ............................................... 12
Tabla 2: Comparativa de la nueva tecnología de células solares ................................... 14
Tabla 3: Comparativa de precios de los tipos de reguladores ....................................... 23
Tabla 3: Precios de los contadores ................................................................................. 28
Tabla 3: Ventajas y limitaciones de las baterías de plomo ácido ................................... 30
Tabla 4: Ventajas y limitaciones de las baterías AGM .................................................... 31
Tabla 5: Ventajas y limitaciones de las baterías de NiCd ............................................... 32
Tabla 6: Ventajas y limitaciones de las baterías de NiMH.............................................. 32
Tabla 7: Ventajas y limitaciones de las baterías de Li-ion .............................................. 32
Tabla 8: Nombres de referencia para las baterías de Li-ion (1material de cátodo y
2material de ánodo) .................................................................................................... 33
Tabla 9: Características de las cuatro baterías de iones de litio más utilizadas............. 33
Tabla 10: Precios de las baterías .................................................................................... 34
Tabla 11: Ventajas y limitaciones de supercondensadores ........................................... 36
Tabla 12: Principales diferencias entre supercondensadores y baterias ....................... 36
Tabla 13: Precios de las baterías .................................................................................... 37
Tabla 14: Comparativa de diferentes tipos de semiconductores de potencia .............. 40
Tabla 15: Precios de inversores ...................................................................................... 49
Taula 16: Dimensionament conductors protecció ......................................................... 56
Taula 17: Dimensionament conductors protecció ......................................................... 65
1. Introducción
1.1 Tipos generales de instalación fotovoltaica
Las instalaciones fotovoltaicas normalmente están subdivididas en dos grandes
familias: instalaciones aisladas e instalaciones conectadas a la red.
Las instalaciones aisladas se utilizan para electrificar usos aislados, distantes de la red
eléctrica, difíciles de alimentar porque están situadas en zonas poco accesibles o
caracterizadas por bajos consumos de energía. En estas instalaciones es necesario
almacenar la energía reducida por los módulos fotovoltaicos utilizando baterías para
garantizar continuidad de energía también de noche o cuando no hay sol. Las
pequeñas instalaciones de única iluminación pueden estar realizadas completamente
con corriente continua a 12V o para consumos más grandes a 24V o 48V. Para obtener
energía eléctrica en forma corriente alterna (CA), es decir, igual que la del controlador,
es necesario instalar en la instalación un inversor que transforme la energía de las
baterías de baja tensión continua, en corriente alterna de tensión a 220V. El corazón
del sistema fotovoltaico aislado es el regulador de carga que tiene la tarea de
preservar la eficiencia de las baterías y prolongar la vida útil.
Ilustración 1.1-1: Instalación fotovoltaica autónoma
Algunas de las aplicaciones más comunes para este tipo de instalación son:
• Antenas o centros de recogida de datos: En lugares remotos como en zonas
montañosas.
• Aplicaciones espaciales: Fueron las primeras donde se empleó ya que el coste
no era un impedimento y gracias a ellas se aceleró el desarrollo de la
tecnología.
• Sistemas de telecomunicación: Con el objetivo de recibir y emitir señales en
lugares sin suministro.
• Abastecimiento doméstico: Casas alejadas de la red o como instalación de
apoyo. Cualquier usuario puede obtener su propia energía de forma
independiente, con el apoyo para la generación de energía en las horas sin sol
Instalación fotovoltaico conectada a red integrada en un edificio de otro
sistema complementario (diesel, eólico), o acumulando la energía sobrante en
baterías.
• Instalaciones de apoyo: Instalaciones en escuelas, hospitales, estaciones de
carga de baterías.
• Instalaciones de riego o bombeo: Con el objetivo de evitar la instalación de
aparamenta y cableado necesario para el transporte de la energía eléctrica.
• Y algunas menos comunes como señalización marítima o terrestre, iluminación
y telefonía pública, transporte de vacunas, iluminación portátil o trampas de
insectos.
Las instalaciones conectadas a la red eléctrica pública se proyectan para introducir en
la misma la energía eléctrica producida, convirtiéndose en pequeñas “centrales
eléctricas” capaces de poner a cero o reducir la necesidad energética de cualquier
edificio de uso público, industrial, viviendas privadas, etc. La instalación conectada en
paralelo a la red se compone de una determinada superficie de módulos fotovoltaicos
conectados entre ellos oportunamente, los cuales alimentan, con apropiados
dispositivos, el equipo electrónico de conversión (inversor) que adapta la energía
producida a los estándares de red monofásica o trifásica y la introduce en la misma.
Finalmente, los contadores situados a la entrada y a la salida de la red eléctrica
cuantifica la energía eléctrica que se entrega y se recibe de la red.
Ilustración 1.1-2: Instalación fotovoltaica conectada a red
La principal función de las instalaciones conectadas a red es la generación de energía
para su venta, inyectando ésta en la red. Debido a esto se intentará generar la máxima
cantidad de energía posible a partir de los recursos disponibles.
En algunos casos parte de la energía generada se utilizará para abastecer el propio
consumo de la empresa.
Esto puede llevarse a cabo básicamente con dos diseños:
• Centrales fotovoltaicas y huertos solares
• Paneles integrados arquitectónicamente
2. Componentes de una placa solar fotovoltaica
Al conjunto formado por células iguales conectadas eléctricamente entre sí, en serie
y/o en paralelo, se le denomina panel o módulo fotovoltaico.
La forma más usual no es construir un generador solar de un sólo panel, sino dividirlo
en varios paneles de igual voltaje y potencia. Normalmente sólo se usan ciertos
voltajes estándar, como 1,5 V, 6 V, 12 V, 24 V y 48 V, que son múltiplos unos de otros.
Cualquier pedido específico de potencia se puede satisfacer conectando el número
adecuado de módulos en serie y en paralelo. La asociación en serie de paneles permite
alcanzar la tensión pedida mientras que la asociación en paralelo permite obtener la
potencia deseada. Los paneles que se conecten deben tener la misma curva i-v a fin de
evitar descompensaciones.
El panel cuenta con otros elementos a parte de las células solares, que hacen posible el
correcto funcionamiento y la adecuada protección del conjunto frente a los agentes
externos. Estos elementos son:
Ilustración 1.1-1: Componentes de una placa solar fotovoltaica
2.1 Cubierta de vidrio
La primera capa es de vidrio templado anti-reflectante. Éste debe facilitar al máximo la
transmisión de la radiación solar, con cualidades de transmisión de luz a más de 90%.
Esta cubierta es importante porque reduce significativamente el reflejo, de manera
que entra más luz en la célula solar, lo cual se traduce en una mayor conversión de
potencia.
Se caracteriza por su resistencia mecánica, alta transmisividad y bajo contenido en
hierro. Los fabricantes de paneles se decantan cada vez más por revestimientos anti-
reflectantes, que garantizan un óptimo equilibrio entre rendimiento óptico, resistencia
y costes.
2.2 Encapsulante
Suele ser de silicona o más frecuentemente de EVA (etilen-vinil-acetato). Es
especialmente importante que no quede afectado en su transparencia por la continua
exposición al sol. Se busca además un índice de refracción similar al del vidrio
protector para no alterar las condiciones de la radiación indicente.
Es mucho más flexible que el vidrio templado, considerado “vidrio orgánico”. Ya que
son efectivamente láminas de vidrio polimerizado con resinas y compuestos acrílicos.
Tiene propiedades mecánicas de gran estabilidad a los agentes atmosféricos y
químicos.
La función de la capa de encapsulante es la adhesión del módulo, la de proteger frente
a posibles vibraciones, evitar la corrosión de las células, debe ser impermeable al agua.
La capa de encapsulante posterior sirve para proteger al panel de la humedad y
agentes atmosféricos (materiales Tedlar, vidrio,…)
2.3 Marco de aluminio o de acero inoxidable
El marco que protege y sujeta las células suele ser de aluminio o de acero inoxidable,
que asegura una suficiente rigidez y estanqueidad al conjunto, incorporando los
elementos de sujeción a la estructura exterior del panel. La unión entre el marco
metálico y los elementos que forman el modulo está realizada mediante distintos tipos
de sistemas resistentes a las condiciones de trabajo del panel.
2.4 Células solares
Las células solares son la parte más importante del módulo solar fotovoltaico. Éstas
pueden estar compuestas por distintos materiales. A continuación se presentan
algunos de los tipos de célula solar.
2.4.1 Silicio monocristalino
Compuestos de células de secciones de un único cristal de silicio, reconocible por su
forma circular o hexagonal. Para su construcción se utiliza un material semiconductor
purísimo. Este proceso de creación garantiza una eficiencia relativamente alta de la
célula.
Estos paneles son rígidos y deben ser montados en una estructura rígida para su
protección. Se han alcanzado rendimientos máximos del 24,7% para éste tipo de
paneles siendo en los comercializados del 16%.
2.4.2 Silicio policristalino
Los materiales son semejantes a los del tipo anterior aunque en este caso el proceso
de cristalización del silicio es diferente.
Las células son una reducción de corte de un bloque de silicio, compuesto de un gran
número de cristales. Poco menos eficiente y un poco menos costosa que las células
monocristalinas y otra vez deben ser montados en un marco rígido.
Son visualmente reconocibles por presentar su superficie un aspecto granulado. Se
obtiene con ellos un rendimiento inferior que con los monocristalinos (en laboratorio
del 19.8% y en los módulos comerciales del 14%) siendo su precio también más bajo.
Esta es la tecnología más común y representa el 90% del total del mercado. Por las
características físicas del silicio cristalizado, los paneles fabricados siguiendo esta
tecnología presentan un grosor considerable. Mediante el empleo del silicio con otra
estructura o de otros materiales semiconductores es posible conseguir paneles más
finos y versátiles que permiten incluso en algún caso su adaptación a superficies
irregulares. Son los denominados paneles de película fina.
2.4.3 Película fina
Los módulos de capa fina son construidos mediante la acumulación de finas capas de
materiales fotosensibles en una superficie de bajo coste como cristal, acero inoxidable
o plástico.
Actualmente, existen cuatro tipos de módulos de capa fina (dependen del material
utilizado) disponibles comercialmente:
• Silicio amorfo (a-Si)
Las placas formadas por silicio amorfo se basan en las buenas propiedades que
presenta el silicio, pero a diferencia de los dos nombrados anteriormente, este
material no sigue estructura cristalina. Sino que presentan una miscroestructura que
carece de ordenación.
Éstas son producidas mediante la colocación de una fina capa de silicio amorfo (no
cristalino) sobre una amplia variedad de superficies. Estos son los menos eficiente y
menos costoso de producir de los tres tipos de silice.
Debido a la naturaleza amorfa de la capa fina, es flexible, y si se fabrica sobre una
superficie flexible, el panel solar entero puede ser flexible.
Una característica de las celdas solares amorfas es que su potencia se reduce con el
tiempo, especialmente durante los primeros meses, después de los cuales son
básicamente estables.
• GaAs, InP, GaSb
El arseniuro de galio es uno de los materiales más eficientes. Se obtiene eficiencias del
17%. Todavía se encuentra en fase de investigación, para mejorar su preparación y su
rendimiento.
• Telururo de Cadmio (CdTe), CdSe, CdS.
El bandgap del teluro de cadmio se encuentra en 1.44 eV y las placas actuales
consiguen eficacias del 15%.
Este material posee un coeficiente de absorción alto que facilita la absorción de la
radiación.
• CIS y CIGS
Uno de los materiales que también se estudia para el desarrollo de placas solares
fotovoltaicas es el diseleniuro de cobre en indio. Éste presenta rendimientos de 11%.
Se ha añadido galio a la mezcla anterior consiguiendo un producto que se prevé
desbancará a otros materiales en la producción de placas solares. Este material se
conoce como CIGS, diseleniuro de cobre indio y galio.
Tipo de célula Características Precio (€/kW)
Silicio monocristalino Abundante
Forma monocapa de óxido Bandgap 1,12 eV
0.6-0.7
policristalino 0.55
Película fina
GaAs Coeficiente de absorción alto
Coeficiente de reflexión 30-40% Eficiencia 17%
0.9-1
CdTe Coeficiente de absorción alto
Bandgap 1,44 eV Eficiencia 15%
0.6-0.7
CIS Coeficiente de absorción muy alto
Bandgap 1 eV Eficiencia 11%
0.65-0.75
CIGS Coeficiente de absorción muy alto
Bandgap 1,3 eV Eficiencia 18%
1.4-1.7
Tabla 1: Características de los distintos tipos de células
2.4.4 Nuevas tecnologías
o Concentradores
Los concentradores forman una cúpula alrededor de la placa que llega a producir un
aumento en la radiación que índice en la placa de hasta 500. La eficiencia que
producen las placas con concentradores son de alrededor a 26%.
o Tandem
Los dispositivos tándem o en cascada son productos de la combinación de dos o más
células en una misma estructura con el fin de aprovechar el mayor rango posible del
espectro solar. Cada uno de los dispositivos esta “especializado” en un rango
determinado del espectro y es transparente a los demás, de forma que deja pasar a las
otras células el resto de la radiación. Estos dispositivos han alcanzado rendimientos
superiores a los dispositivos monocélula, si bien no se han llegado a comercializar
todavía por no poder extender las técnicas de laboratorio a la industria o por no
compensar económicamente el sobrecoste de la mejora en eficiencia.
Normalmente, se les hace trabajar bajo luz concentrada para aumentar el rendimiento.
Con este tipo de paneles se ha llegado a lograr rendimientos del 35%. Teóricamente
con uniones de 3 materiales podría llegarse hasta rendimientos del 50%.
o De colorante
Una célula solar sensibilizada con colorante es una célula solar de bajo coste que pertenece al grupo de las células solares de película delgada. Se basa en un semiconductor formado entre un ánodo de foto-sensibilizado y un electrolito, un sistema fotoelectroquímico.
A pesar de su eficiencia de conversión es inferior a las mejores células de película delgada, en teoría, su relación precio/rendimiento debe ser lo suficientemente bueno como para que puedan competir con los combustibles fósiles, la generación de electricidad mediante el logro de la paridad de red.
En la práctica se ha demostrado que es difícil de eliminar un número de materiales caros, especialmente de platino y rutenio, y el electrolito líquido presenta un serio desafío para hacer una célula adecuada para su uso en todo tipo de clima
o Polimérica
Todavía en gran parte en la fase experimental, las células fotovoltaicas de polímeros
ofrecen perspectivas interesantes. Se basan en macromóleculas derivadas de la
petroquímica, cuyos procesos de fabricación gastan mucha menos energía que la
utilizada para las células basadas en semiconductores minerales. Su coste es mucho
menor y son más ligeras y menos frágiles. Su carácter flexible las hace muy adecuadas
para la integración en materiales flexibles o polímeros orgánicos o en siliconas, incluso
en fibras textiles.
Su principal debilidad radica en su tiempo de vida limitado por la degradación de los
polímeros cuando son expuestos a la luz del sol.
Tipo de célula Características
Tandem Buena estabilidad fotoquímica
Eficiencia 24 %
De colorante Eficiencia 12%
Bajo coste materiales y fabricación
Poliméricas Coste menor Más ligeras
Degradables
Concentradas Eficiencia 26 %
Concentración 500x Tabla 2: Comparativa de la nueva tecnología de células solares
2.5 Caja de conexiones
Dentro de la caja de conexiones se encuentras los diodos de protección (diodos
bypass). Estos diodos solo dejan pasar la corriente en un sentido y se oponen a la
circulación en sentido contrario. Impiden que la batería se descargue a través de los
paneles fotovoltaicos en ausencia de luz solar. También evitan que el flujo de corriente
se invierta entre bloques de paneles conectados en paralelo, cuando en uno o varios
de ellos se produce una sombra.
En espacios en donde el sol es muy intenso, los paneles corren riesgos de pasar por situaciones
desfavorables que terminen dañándolos o inhabilitando alguna de sus celdas. Por esta razón se
incorporan los diodos de protección, cuya misión es proteger contra sobre-cargas u otras
alteraciones de las condiciones de funcionamiento del panel.
2.5.1 Soportes
Aunque al aumentar la eficiencia de las placas solares y por tanto su producción de
energía eléctrica, cada vez tiene menor importancia la orientación de dichas placas,
sigue produciéndose un cambio notable en la producción dependiendo de la
orientación. Por ello hay distintos tipos de soportes para fijar los módulos. La
clasificación más simple es la siguiente:
Ilustración 2.5-1: Soportes fijos.
o Fijo
Los soportes fijos se caracterizan porque mantienen los módulos solares en una única
dirección. Dentro de éstos se puede diferenciar entre los que se sitúan sobre fachadas
o tejados y los que se colocan sobre soportes.
Los situados sobre fachadas o tejados no tienen una inclinación que permita alcanzar
la mejor eficiencia de la placa, sin embargo actualmente están consiguiendo hacerse
un hueco en el mundo solar fotovoltaico. Debido a que la fachada ocupa la mayor
parte de la cubierta de un edificio.
Ilustración 2.5-2: Paneles sobre fachada o tejado.
o Móvil
Los soportes móviles, también conocidos como seguidores son soportes que se
orientan en la posición que sigue el Sol en cualquier época del año. Esto produce un
consumo adicional en motores, pero permite el mayor aprovechamiento de la
radiación solar.
Ilustración 2.5-3: Soportes móviles.
3. Regulador de carga
3.1 Concepto general
Los módulos fotovoltaicos tienen una tensión nominal superior a la tensión nominal de
las baterías o acumuladores usados en las instalaciones. Esto se debe a dos causas:
• La tensión nominal del panel debe ser más elevada, para paliar la disminución
que se puede producir debido al aumento de temperatura.
• La tensión a circuito abierto del panel fotovoltaico debe ser siempre mayor que
la tensión máxima de batería, para poder ser cargada adecuadamente. Así, para
alcanzar un pleno estado de carga en una batería de 12 V nominales necesitamos una
tensión mínima de 14 V (2.34 V por elemento de batería).
El regulador de la carga tiene la misión de regular la corriente que es absorbida por la
batería con el fin de que en ningún momento pueda sobrecargarse peligrosamente
pero, al mismo tiempo, evitando en lo posible que se deje de aprovechar la energía
captada por los paneles. El regulador debe controlar el voltaje, que será una indicación
del estado de carga de la batería y si éste llega a un valor previamente establecido,
correspondiente a la tensión máxima admisible, actuar de forma que impida que la
corriente siga fluyendo hacia la batería.
Cualquier instalación que utilice cargas impredecibles, intervención del usuario,
sistema de acumulación optimizado o infradimensionado (para minimizar inversión
inicial), o cualquier otra característica que pueda sobrecargar o descargar
excesivamente la batería, requiere un regulador de carga. La falta del mismo puede
ocasionar una reducción de la vida útil de la batería y una reducción de la
disponibilidad de carga.
Los sistemas con cargas pequeñas, predecibles y continuas pueden diseñarse para
funcionar sin necesidad de regulador. Si el sistema lleva un acumulador
sobredimensionado y el régimen de descarga nunca va a superar la profundidad de
descarga crítica de la batería, se puede prescindir del regulador.
En resumen, obtenemos que las funciones básicas del regulador son: - Carga óptima de la batería. - Impedir que la descarga supere los límites admisibles. - Evitar sobrecargas. - Y las funciones complementarias son: - Informar sobre tensiones y corrientes de carga, descarga y dar alarmas. - Conectar y desconectar cargas según prioridades. - Llevar un control del consumo.
3.2 Características técnicas
Para definir o caracterizar completamente un regulador se deben especificar las siguientes características:
- Tensión nominal: es la tensión nominal del sistema FV para el que fue diseñado el regulador. El valor más común es 12 V, aunque existen modelos disponibles comercialmente que permiten la selección manual o automática de esta tensión, con un rango habitual entre 12 V y 48 V. -Intensidad nominal: se refiere a la intensidad procedente del campo FV que puede manejar nominalmente el regulador. Esta capacidad de corriente suele coincidir con la que dispone el regulador en la línea de consumo. -Tipo de regulación: serie o paralelo. - Estrategia de regulación: se refiere a la técnica utilizada y las etapas que se pueden identificar en el proceso de regulación de carga (sea serie o paralelo). En el mercado existen reguladores de 2, 3 y 4 etapas
3.3 Tipos
3.3.1 Reguladores digitales y analógicos
La mayoría de los reguladores están basados en una tecnología digital, incorporando
niveles diferenciados de carga y relés de estado sólido. Sin embargo también existen
los reguladores analógicos.
Ilustración 3.3-1: Regulador analógico
Ilustración 3.3-2: Regulador digital
3.3.2 Reguladores en paralelo y en serie
La forma de evitar la sobrecarga es desconectar las baterías de los paneles. Esta
desconexión se puede realizar de dos formas, las cuales dan lugar a los reguladores
tipo serie y tipo paralelo.
• Regulador en paralelo
Los dispositivos de este tipo, colocados en paralelo con el grupo solar y el sistema de
baterías, detectan la tensión de los bornes de la batería, y cuando ese potencial
alcanza un valor establecido de antemano, crean una vía de baja resistencia a través
del grupo solar, derivando con ello la corriente y apartándola de las baterías.
Un diodo en serie, situado entre el regulador en derivación y la batería, impide que la
corriente del acumulador retorne a través del regulador o del grupo solar.
Como el sistema al que se está dando energía toma corriente de la batería, su tensión
en los bornes descenderá hasta que se desconecte el regulador en derivación y se
reanude la carga.
Ilustración 3.3-3: Esquema de regulador en paralelo
Los reguladores del tipo shunt han de disipar toda la corriente de salida del grupo solar
cuando el sistema de baterías alcanza el estado de plena carga. Esto resulta una tarea
razonable cuando los sistemas eléctricos solares son pequeños, pero con los grandes
sistemas se requieren disipadores térmicos de grandes dimensiones o disipadores
menores múltiples, lo que conduce a problemas de fiabilidad y de coste elevado.
Este tipo de reguladores está hoy día en desuso, ya que el avance en los
microprocesadores y la electrónica en general ha facilitado el diseño de equipos más
compactos y con más prestaciones que las que ofrecían aquéllos, con un coste mucho
más contenido y la posibilidad de alojarlos en cajas estancas, cosa que no se podía
hacer en el caso de los reguladores shunt, puesto que disipan calor y en consecuencia
debe dejarse una salida para su evacuación.
o Regulador serie
Ilustración 3.3-4: Esquema de regulador en serie
Se basan en el concepto de regulación en serie, en la que el grupo solar se desconecta
del sistema de baterías cuando se logra un estado de plena carga, por lo que es
equivalente a un interruptor conectado en serie que proporciona una vía de baja
resistencia desde el grupo solar al sistema de baterías durante la carga, y un circuito
abierto entre el grupo y la batería cuando ésta se encuentra plenamente cargada.
En el regulador serie que utilice relé electromecánico no se disipa nada de energía en
ninguno de los estados, porque cuando está en la posición cerrado no hay caída de
tensión en el interruptor y cuando se encuentra en posición abierto no hay paso de
corriente. La única potencia consumida es la requerida para el propio funcionamiento
de los circuitos de control y, en su caso, la producida por la caída de tensión en el
diodo de bloqueo, si se le dota de este elemento al regulador.
Hoy en día se emplean relés de estado sólido, que evitan los considerables tamaños y
consumos de las bobinas que necesitaban para su funcionamiento los relés
tradicionales, así como la destrucción prematura de sus contactos, especialmente en
tensiones de trabajo de más de 24 V, debido a los arcos voltaicos que es capaz de
producir la corriente continua en estos valores.
Se deduce pues, que la calidad de un regulador serie está ligada a la calidad del relé
que utiliza, que es lo que dará una vida prolongada a este equipo.
Dentro de esta configuración en serie pueden distinguirse varias técnicas de control:
- Control serie on-off: dicho control actúa desconectando el generador del acumulador
cuando la tensión en carga alcanza cierto valor, evitando así la sobredescarga de las
baterías.
- Control serie, dos estados: similar al anterior, excepto que la regulación de la tensión
final de carga ocurre a dos tensiones; inicialmente una tensión elevada de ecualización
y después una tensión de flotación, lo que permite un gaseo periódico de la batería.
- Control serie lineal: en el que se aplica una tensión constante a partir de que la
batería alcanza la tensión de corte por sobrecarga, utilizando un elemento de control
serie que actúa como una resistencia variable que disipa el excedente energético que
no usa para la carga de la batería.
- Control serie PWM: en el que se conecta y desconecta el generador FV dando lugar a
pulsos de corriente de carga en los que se varía su ciclo de trabajo de modo que la
batería mantenga una tensión constante de carga.
- Control serie multietapa: generalmente se utiliza en grandes sistemas, en los que el
generador FV completo se divide en varios generadores que se conectan o
desconectan gradualmente para decrecer la corriente de carga cuando está cerca de la
plena carga.
Hoy en día, las prestaciones mínimas exigibles a un regulador de carga tipo serie, con
uso en sistemas fotovoltaicos, son:
- Relé de estado sólido, de elevada fiabilidad de funcionamiento en el tiempo.
- Selección automática de la tensión de entrada, como mínimo en valores
estándar de 12 V y 24 V nominales.
- Sistema de regulación en fases diferenciadas, que nos proporcionen una carga
adecuada de los acumuladores, evitando el "todo" o "nada" de los primeros
reguladores serie.
- Variación de los niveles de carga con la temperatura, mediante un sensor
externo o interno que modifique dichos niveles en función de la temperatura
ambiente a que se encuentre el acumulador, asegurando de esta forma una
carga adecuada a la batería y evitando la falta de carga o la sobrecarga por
variaciones de la temperatura. Esta función es especialmente importante en
países donde la diferencia de temperatura entre el invierno y el verano es
considerable.
En resumen, los reguladores serie utilizados hoy en día para el control de carga de la
batería de acumuladores nos aseguran un eficaz trabajo y una mayor vida de los
sistemas fotovoltaicos. En la medida que el sistema de regulación realice fases de
carga diferenciadas, podremos asegurar un mayor y mejor nivel de carga.
3.4 Reguladores MPPT
Las siglas MPPT significan en inglés “Maximun Power Point Tracking”, o lo que es lo
mismo, seguimiento del punto máximo de potencia.
La tecnología de un regulador MPPT es bastante más compleja que la de los
reguladores normales, ya que hacen una búsqueda del mejor punto de rendimiento de
los paneles.
Con un regulador MPPT, la electrónica se encarga de buscar automática y
permanentemente la tensión donde el panel entrega su máxima potencia
permanentemente, hace un seguimiento de esta y es ahí donde se queda hasta que
cambian las circunstancias, tales como una nube, una sombra o un cambio en la
temperatura. En este momento, el seguidor del MPPT adapta la tensión de entrada de
los paneles al mejor punto de rendimiento para las condiciones del momento.
Más tarde, mediante conversión electrónica de alta frecuencia ajusta la tensión de
salida a la óptima para la carga de la batería, normalmente a 12, 24 o 48V.
Ilustración 3.4-1: Regulador MPPT
Un regulador convencional se limita a “igualar” las tensiones de baterías y la del panel,
tumbando la tensión de éste a la de la batería y haciéndolo trabajar lejos del punto de
máxima potencia, es decir en una carga a 12V estaríamos en torno a 13,5V frente a los
17,5V que sería lo ideal. Además, sólo podemos montar paneles en paralelo de voltajes
compatibles con nuestra batería. Nunca podríamos usar un panel de 40Voc con una
batería de 12V, cosa que con el MPPT no representa ningún problema.
Otra gran ventaja de los reguladores MPPT de primeras marcas, tales como el Outback
Flexmax 60 u 80, o el MorningStar TS-45 o 60 es que permiten la entrada solar en alta
tensión, en el caso de estos ejemplos hasta 150Voc. Esto permite poner los paneles en
serie para sumar tensiones, en vez de hacerlo en paralelo que suman
intensidades como en los reguladores convencionales, gracias a esto, la intensidad por
el cable de bajada es mucho menor, disminuyendo las pérdidas en el circuito y
la sección de los conductores
3.5 Fabricantes y precios
Algunos de los fabricantes de estos elementos son: VICTRON, MUNDOSOLAR, TECHNO,
SUN, ATERSA, MORNINGSTAR, OUTBACK POWER, STECA o SCHNEIDER.
Precios: Los precios rondan de 40 a 1100 euros dependiendo de las características
indicadas anteriormente y del tipo de regulador del que se trate
Tipo de regulador Precio (€)
Analógico 30-200
Digital
• Con led
• Con display
• MPPT seguidor
40-1100
• 40-140 (15A-30A)
• 130-600 (16A-125A)
• 300-1100
Tabla 3: Comparativa de precios de los tipos de reguladores
3.6 Módulos fotovoltaicos autorregulados
También existen en el mercado fotovoltaico paneles solares que no necesitan usar
regulador de carga. Este hecho proporciona múltiples ventajas en coste y fiabilidad, ya
que tan sólo trabajan los dos elementos más robustos: el panel y la batería.
La curva de carga de un módulo fotovoltaico autorregulado tiene que cumplir el
requisito básico de lograr un grado elevado de carga en la batería, disminuyendo
entonces la corriente producida hasta un mínimo de mantenimiento. De esta forma, se
consigue una carga adecuada sin producir evaporación de electrolito.
Debemos de tener en cuenta, a la hora de utilizar un sistema fotovoltaico
autorregulado, que la capacidad del acumulador ha de estar en proporción con la
potencia pico que sea utilizada en el sistema. Según esto, una proporción de 100 Ah de
batería por cada 40 Wp de panel sería idónea.
Existen determinados casos donde el panel autorregulado no es apropiado, como por
ejemplo grandes instalaciones, lugares donde la temperatura pueda ser excesivamente
alta y mantenida o, por el contrario, excesivamente fría y con elevada radiación,
aplicaciones donde la capacidad de la batería sea muy pequeña, etc. Pero en definitiva,
podemos afirmar que el panel autorregulado presenta unas notables ventajas en
pequeñas instalaciones remotas donde el mantenimiento sea costoso, o en
instalaciones de tipo doméstico, donde habitualmente el número de paneles solares
utilizados no es excesivo.
4. Contador
4.1 Concepto general
Sobre los contenidos técnicos de los contadores de energía eléctrica, y en concreto
sobre los aparatos de medida para instalaciones de energía solar fotovoltaica, se
encuentra la siguiente documentación sobre legislación vigente, con algunos de sus
puntos más interesantes:
Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiembre, sobre conexión de instalaciones
fotovoltaicas a la red de baja tensión.
“Artículo 10. Medidas y facturación.
- Cuando existan consumos eléctricos en el mismo emplazamiento que la
instalación fotovoltaica, éstos se situarán en circuitos independientes de los
circuitos eléctricos de dicha instalación fotovoltaica y de sus equipos de
medida. La medida de tales consumos se realizará con equipos propios e
independientes, que servirán de base para su facturación.
- El contador de salida tendrá capacidad de medir en ambos sentidos, y, en su
defecto, se conectará entre el contador de salida y el interruptor general un
contador de entrada. La energía eléctrica que el titular de la instalación
facturará a la empresa distribuidora será la diferencia entre la energía eléctrica
de salida menos la de entrada a la instalación fotovoltaica. En el caso de
instalación de dos contadores no será necesario contrato de suministro para la
instalación fotovoltaica.
- Los contadores se ajustarán a la normativa metrológica vigente y su precisión
deberá ser como mínimo la correspondiente a la de clase de precisión 2,
regulada por el Real Decreto 875/1984, de 28 de marzo, por el que se aprueba
el Reglamento para la aprobación de modelo y verificación primitiva de
contadores de uso corriente (clase 2) en conexión directa, nueva, a tarifa
simple o a tarifas múltiples, destinadas a la medida de la energía en corriente
monofásica o polifásica de frecuencia 50 Hz.
Real Decreto 1699/2011, de 18 de noviembre, por el que se regula la conexión
a red de instalaciones de producción de energía eléctrica de pequeña potencia
“Artículo 18. Medida y facturación.
1. Los puntos de medida se ajustarán a los requisitos y condiciones establecidos
en el Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto, por el que se aprueba el
Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico, y en la
reglamentación vigente en materia de medida y seguridad y calidad industrial,
cumpliendo los requisitos necesarios para permitir y garantizar la correcta
medida y facturación de la energía producida.”
REAL DECRETO 1110/2007, de 24 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento
unificado de puntos de medida del sistema eléctrico.
“Artículo 8. Modelo.
1. Para poderse instalar en la red, los modelos de contadores, así como los
equipos de medida, con reglamentación específica, deberán superar la
evaluación de conformidad, según el control metrológico del Estado
establecido en el capítulo II del Real Decreto 889/2006, de 21 de julio, por el
que se regula el control metrológico del Estado sobre instrumentos de
medida.”
“Artículo 9. Equipos de medida básicos.
1. En general, el equipo de medida estará constituido por contador de energía
activa, contador de reactiva, transformadores de medida y otros dispositivos
complementarios que pudieran requerirse, como registradores, elementos de
control de potencia, módem y relojes conmutadores horarios. Los anteriores
elementos podrán disponerse de forma independiente, incluso compartiendo
determinados dispositivos varios clientes, o bien constituir un único equipo
integrado.”
De este modo se concluye que el generador fotovoltaico necesita dos contadores
ubicados entre el inversor y la red:
1. Contador de entrada al sistema fotovoltaico. Este contador es una exigencia del Real
Decreto y su objetivo es contabilizar el posible consumo de energía del generador
fotovoltaico, que, en principio, debe ser prácticamente nulo.
2. Contador de salida del sistema fotovoltaico. La energía eléctrica que el titular de la
instalación facturará a la empresa distribuidora será la diferencia entre la energía
eléctrica de salida menos la de entrada a la instalación fotovoltaica.
Nota: Integrando ambas funciones se utilizará un contador electrónico Bidireccional
4.2 Tipos
Los contadores de energía eléctrica pueden ser:
4.2.1 Analógicos o digitales:
Ilustración 4.2-1: Contador eléctrico analógico y digital
• Los analógicos (o electromecánicos) utilizan bobinados de corriente y de
tensión para crear corrientes parásitas en un disco que, bajo la influencia de los
campos magnéticos, produce un giro que mueve las agujas de la carátula. Están siendo
sustituidos por los digitales (sustitución obligatoria por normativa), por las mismas
compañías eléctricas.
Obligaciones derivadas de esta regulación:
Desarrollo de contadores gestionables de forma remota
Desarrollo de sistemas de telegestión
Desarrollo y puesta en marcha de un plan de sustitución de contadores y de
implantación de la telegestión.
• Los contadores digitales (o electrónicos) utilizan convertidores analógico-
digitales para hacer la conversión. Éstos suelen ser bidireccionales donde debe el
nombre “bidireccional” al hecho de que cuando pasa la corriente eléctrica de la red
eléctrica pública hacia la casa se mueve en una dirección. Cuando pasa corriente
eléctrica de la casa (producida por el Sistema Fotovoltaico) a la red eléctrica se mueve
en el sentido contrario. De esta forma el usuario sólo paga a la red eléctrica la
diferencia entre la energía que toma de la red y la que produce su Instalación solar. Se
sobreentiende que estos contadores digitales, no deberían contabilizar la energía
exportada como importada, es decir, el contador de consumo de kWh no debe
registrar la cantidad que enviamos a Red como si fuera consumida. Pero esto es lo que
a algunos propietarios les está ocurriendo. Muchos de ellos contadores digitales
realizan la siguiente suma: en los registros de kWh de Energía Activa, según algunos
manuales, disponen de: Modo suma de energía importada y energía exportada
(Configuración Unidireccional). Es el modo por defecto y consiste en que toda la
energía medida por el contador se acumula en el registro Total de energía,
independientemente del sentido de la misma.
Otro tipo de clasificaciones pueden ser:
4.2.2 Según la conexión a la red:
• Medidor monofásico bifilar : Se utiliza para el registro de consumo en una
acometida que tenga un solo conductor activo o fase y un conductor no activo o
neutro.
• Medidor monofásico trifilar: Se utiliza para el registro del consumo de una
acometida monofásica de fase partida (120/240 V) donde se tienen dos
conductores activos y uno no activo o neutro.
• Medidor bifásico trifilar: Se utiliza para el registro del consumo de energía de una
acometida en B.T de dos fases y tres hilos, alimentadas de la red de B.T de
distribución trifásica.
• Medidor trifásico tetrafilar: Se utiliza para el consumo de energía de una
acometida trifásica en B.T de tres fases y cuatro hilos.
• Medidor trifásico trifilar: Se utiliza para el registro de consumo de energía de una
cometida trifásica de tres fases sin neutro
4.2.3 Según el tipo de energía a medir:
• Contador de energía activa: Mide el consumo de energía activa en kilovatios –
hora.
• Contador de energía reactiva: Mide el consumo de energía reactiva en kilovares –
hora. La energía reactiva se mide con medidores electrónicos que miden tanto la
energía activa como la energía reactiva
4.2.4 Según la exactitud.
Siguiendo la norma NTC 2288 y 2148, los medidores se dividen en 3 clases (El
índice de clase es el número que expresa el límite de error porcentual admisible
para todos los valores de corriente entre 0,1 veces la corriente básica y la
corriente máxima ó entre 0.05 veces la corriente nominal y la corriente máxima
con un Cos ϕ = 1.):
• Medidores clase 0.5 : Se utilizan para medir la energía activa suministrada en
bloque en punto de frontera con otras empresas electrificadoras o grandes
consumidores alimentados a 115 kV.
• Medidores clase 1 : Incluye los medidores trifásicos para medir energía activa y
reactiva de grandes consumidores, para clientes mayores de 55 kW . Cuando el
cliente es no regulado la tarifa es horaria, por tanto el medidor electrónico debe
tener puerto de comunicación o modem para enviar la información a través de la
línea telefónica.
• Medidores clase 2 : Es la clasificación básica e incluye los medidores monofásicos y
trifásicos para medir energía activa en casas, oficinas, locales comerciales y
pequeñas industrias con cargas menores de 55 kW.
4.2.5 Según el tipo de medición (sólo para analógicos):
• Medición directa
• Medición semi-directa
• Medición indirecta
De entre todos estos modelos se deberá elegir aquel que cumpla con las necesidades
específicas de la instalación a calcular.
4.3 Fabricantes y precios
Algunos de los fabricantes de estos elementos son: ABB, SIEMENS, REVOSOLAR,
HOLLEYMETER o HIKING
Tipo de contador Precio (€)
Según combinación de tipología 20-300
Tabla 4: Precios de los contadores
5. Sistemas de acumulación
La inmensa mayoría de instalaciones fotovoltaicas aisladas necesitan acumular parte
de la energía producida por los módulos fotovoltaicos para su utilización en ausencia
de radiación solar o cuando ésta no sea suficiente para generar la totalidad de la
necesaria. Por tanto los sistemas de acumulación son una pieza clave de la instalación.
Actualmente existen en el mercado dos tipos de acumuladores de energía, por un lado
están las baterías, las más utilizadas hasta el momento, y por otro lado están los
supercondensadores.
5.1 Baterías
5.1.1 Concepto general
Una batería es un elemento acumulador que almacena energía eléctrica mediante
procesos electroquímicos. No produce energía eléctrica, sino que la almacena durante
la carga y la libera en la descarga. El número de cargas y descargas vendrá limitado por
su vida útil.
5.1.2 Características técnicas
Las características principales de estos dispositivos son las que se indican a
continuación:
• Capacidad: Ah
• Tensión nominal: V
• Densidad de energía: ~ 20-100 Wh/Kg
• Densidad de potencia: ~ 20-200 W/kg
• Rango de energía: para sistemas de hasta 100MWh
• Rango de potencia: ~ 1kW-30MW
• Tiempos de carga y descarga: horas
• Número de ciclos de carga y descarga: 1000 -3000
• Rendimiento: 75% – 99% según tecnologías
• Autodescarga: 0 – 20 % al mes según tecnologías
• Precios bajos para Pb-ácido, medios para Ni-Cd y caros para Li-ión
• Según tipo puede poseer elementos tóxicos
5.1.3 Tipos
Entre los tipos de baterías existen de Plomo-Ácido, baterías AGM, baterías GEL, Ni-Cd,
Ni-Mh, Li-ión y otras varias.
Las baterías más utilizadas en sistemas de almacenamiento de energía de fuentes de
energía renovables (solar, eólica…) son las baterías estacionarias. Son baterías de
plomo-ácido de bajo contenido de antimonio.
o Baterías Monobloc.
Las baterías monobloc es simplemente, una denominación que se le da a las baterías
que van encapsuladas en un solo elemento, es muy común verlas en las baterías de
coche o las de moto. Estas baterías pueden ser de plomo ácido, de gel, o de AGM,
independientemente de su tecnología pueden estar encapsuladas en este tipo de
formato. Normalmente las baterías monobloc no superan los 250 A, ya que las
dimensiones de las baterías de más amperaje, son lo suficientemente grandes como
para pensar en otro formato, las llamadas baterías estacionarias o de vasos.
o Baterías de Plomo Ácido.
También llamadas baterías con mantenimiento o baterías de plomo abierto. Son el tipo
de batería más estándar y más antiguo que hay, la ventaja de estas baterías es que son
las más económicas dentro de la amplia oferta que existe. La desventaja es que son las
que menos ciclos de vida tienen frente al resto de baterías con tecnologías más
avanzadas que prolongan su vida útil. Como en todas las baterías, según la
profundidad de la descarga a la que sometas a la batería, su vida será más prolongada
o menos. En este aspecto del cuidado de la batería, tiene mucho que ver el regulador
de carga que tengas instalado, a mejor calidad del regulador, mayor será el cuidado de
la batería.
Éstas poseen unos 2000 ciclos de vida cuando la profundidad de descarga es de un
20% (es decir que la batería estará con un 80% de su carga) y unos 1200 ciclos cuando
la profundidad de descarga es del 50%. Estas baterías tienen un autodescarga menor
del 3% y una eficiencia del 75%. Pueden soportar descargas del 80% y tener una vida
de unos 15 años. Son utilizadas en instalaciones de grandes potencias.
Estas baterías se comercializan en celdas unitarias de 2V, o en bancadas que suelen ser
de 12V ó 24V que no es más que una asociación encapsulada de celdas unitarias. Estas
celdas son capaces de dar altas tasas de energía (Ah). Se puede conseguir la tensión de
trabajo deseada mediante la asociación en serie de estos dispositivos.
Ventajas
Barata y fácil de fabricar, bajo coste por vatio-hora
Baja autodescarga, la más baja entre las baterías recargables
Alta potencia específica
Buen comportamiento a baja y alta temperatura
Limitaciones
Energía específica baja, mala relación entre peso y energía
Carga lenta, tarda 14 horas
Debe almacenarse cargada para evitar la sulfatación
Ciclos de vida limitados, se reduce la vida de la batería
No respetuoso con el medio ambiente
Tabla 5: Ventajas y limitaciones de las baterías de plomo ácido
o Lámina de vidrio absorbente (AGM)
Las baterías AGM son la mejor compra en relación calidad precio del mercado, utilizan
la tecnología de las baterías de GEL, que, básicamente utilizan un electrolito gelificado
en lugar de un electrolito líquido. Las baterías de AGM, también llamadas baterías de
funcionamiento en seco, ofrecen unas prestaciones algo inferiores a las baterías de
GEL, pero en todo caso muy superiores a las baterías de plomo-ácido abierto. Lo mejor
de estas baterías es, que a pesar de utilizar una tecnología muy avanzada, el precio es
muy similar a las de plomo-ácido, creando así una batería de unas prestaciones muy
buenas a un precio muy asequible. Por otra parte, son muy buenas para casos en los
que las baterías tengan un lugar muy reducido. En las baterías AGM el electrólito se
absorbe por capilaridad en una estera de fibra de vidrio situada entre las placas. Este
tipo de baterías AGM, resultan las más adecuadas para suministrar corrientes muy
elevadas durante periodos cortos.
Ventajas A prueba de derrames
Alta potencia específica, baja resistencia interna
Hasta 5 veces más rápido
Mejor ciclo de vida
Resistencia a la vibración debido a la construcción de emparedado
Resiste bien a bajas temperaturas
Limitaciones
Coste de fabricación más alto que plomo ácido (pero más barato que el
gel)
Sensible a la sobrecarga (gel tiene las tolerancias más estrictas que
AGM)
Capacidad tiene disminución gradual
Energía específica baja
Debe almacenarse en estado cargado (menos crítica que plomo ácido)
No respetuoso con el medio ambiente
Tabla 6: Ventajas y limitaciones de las baterías AGM
o Baterías GEL
Las baterías de GEL son, después de las baterías de litio, las más eficientes y duraderas
del mercado, obteniendo con ellas unas grandes prestaciones en cualquier lugar de
trabajo. Son muy recomendables para usos de una gran exigencia donde la batería se
convierte en un elemento indispensable para el buen funcionamiento del dispositivo al
que se quiere alimentar. La tecnología que usan se basa en que el electrólito se
inmoviliza en forma de gel. La ventaja de esta tecnología es que, por regla general
proporciona mayor durabilidad a la batería además de tener una mejor capacidad de
ciclos de carga y descarga frente a las baterías AGM y de plomo ácido. Este tipo de
baterías poseen un auto descarga escasa gracias a la utilización de rejillas de plomo de
calcio fabricadas en materiales de gran pureza. Este tipo de baterías son capaces de
estar almacenadas un largo tiempo sin necesidad de ser recargadas ya que su índice de
auto descarga es inferior al 2% al mes.
o Las baterías de níquel
Dentro de las baterías de Níquel podemos encontrar de dos tipos, las de níquel-cadmio
y las de níquel-metal-hidruro. Vamos a ver a continuación las ventajas y limitaciones
de cada una de ellas.
o De níquel-cadmio (NiCd)
Ventajas
Carga rápida y sencilla, incluso después de almacenamiento prolongado
Alto número de ciclos de carga / descarga, ofrece más de 1000 ciclos de
carga / descarga con un mantenimiento adecuado
Larga vida útil
Almacenamiento y transporte simple, no sujeto a control reglamentario
Buen comportamiento a baja temperatura
Precio económico; NiCd es el más bajo en términos de costo por ciclo
Disponible en una amplia gama de tamaños y opciones de rendimiento
Limitaciones La relativamente baja energía específica en comparación con los
sistemas más nuevos
Necesita descargas completas periódicas
No respetuoso con el medio ambiente; el cadmio es un metal tóxico y
no puede ser desechado en vertederos
Alta autodescarga; necesita ser cargada después del almacenamiento
Tabla 7: Ventajas y limitaciones de las baterías de NiCd
o Níquel-metal-hidruro (NiMH)
Ventajas
Capacidad de 30 a 40 por ciento más que una NiCd estándar
Menos propensos a la memoria de NiCd
Almacenamiento y transporte simple, no sujeto a control reglamentario
Respetuoso del medio ambiente; sólo contiene toxinas leves
El contenido de níquel hace rentable el reciclaje
Limitaciones
Vida útil limitada, descargas profundas reducen la vida útil
Requiere algoritmo de carga compleja
No absorbe sobrecarga así; carga de mantenimiento debe mantenerse
baja
Genera calor durante la carga rápida y la descarga de alta carga
Alta autodescarga; aditivos químicos reducen la autodescarga a
expensas de la capacidad
El rendimiento disminuye si se almacena a temperaturas elevadas; se
deben almacenar en un lugar fresco en un 40 por ciento del estado de
carga
Tabla 8: Ventajas y limitaciones de las baterías de NiMH
o Las baterías de litio
Las baterías de ión litio son las que mayores ventajas presentan, en cuanto a
densidades de energía y potencia específica, eficiencia en el almacenamiento, mayor
rendimiento en la descarga, ausencia de efecto memoria, pero por contra, dichos
dispositivos son caros.
Ventajas
Alta densidad de energía
Autodescarga relativamente baja, menos de la mitad que la de NiCd y
NiMH
Bajo mantenimiento. No se necesita una descarga periódica
Limitaciones
Requiere circuito de protección para limitar el voltaje y la corriente
Sujeto al envejecimiento, incluso si no está en uso (envejecimiento
ocurre con todas las baterías y los sistemas de ion-litio modernas
tienen una vida útil similar a otros químicos)
Reglamentos de transporte al enviar en cantidades más grandes
Tabla 9: Ventajas y limitaciones de las baterías de Li-ion
Tipos de iones de litio Hay muchas baterías de iones de litio y la diferencia radica principalmente en los
materiales de cátodo. Las baterías de litio son usadas en teléfonos móviles y
ordenadores más comúnmente. Estos tipos existen también para aplicaciones
fotovoltaicas y eólicas, pero lamentablemente a precios muy altos.
Nombre químico Material Abreviatura Forma
corta Notas
Litio-ion-cobalto1 LiCoO2
(60% de Co) LCO
Li-cobalto
Alta capacidad
Litio-ion-
manganeso1 LiMn2O4 OVM
Li-
manganeso
o espinela
Más segura, capacidad
más baja que Li-cobalto,
pero de alta potencia
específica y larga vida.
Litio-fosfato de
hierro1 LiFePO4 LFP Li-fosfato
Litio-níquel-
manganeso-
cobalto-óxido1
LiNiMnCoO2
(10-20% de
Co)
NMC NMC
Litio-níquel-cobalto-
óxido de aluminio1
LiNiCoAlO2
9% de Co) NCA NCA
Ganando importancia
en el sistema de
propulsión eléctrica y la
red de almacenamiento Titanato de litio 2 Li 4Ti5O12 LTO Li-titanato
Tabla 10: Nombres de referencia para las baterías de Li-ion (1material de cátodo y 2material de ánodo)
Especificaciones Li-cobalto
LiCoO2 (LCO)
Li-manganeso
LiMn2O4 (OVM)
Li-fosfato
LiFePO4 (LFP)
NMC
LiNiMnCoO2
Voltaje 3.60V 3.80V 3.30 V 3.60/3.70V
El límite de
gasto 4.20V 4.20V 3.60V 4.20V
Ciclos de vida 500-1000 500-1000 1.000-2.000 1.000-2.000
Densidad de
energía 150-190Wh/kg 100-135Wh/kg 90-120Wh/kg 140-180Wh/kg
Seguridad
Medio. Requiere circuito de
protección y el equilibrio celular de
paquete de múltiples celdas.
Requisitos más bajos para pequeños
formatos.
Muy seguro,
necesita
equilibrio
celular y la
protección V.
Más seguro que
Li-cobalto.
Necesidades
equilibrio
celular y
protección.
En uso desde 1994 1996 1999 2003
Los
investigadores,
los fabricantes
Sony, Sanyo, GS
Yuasa, LG Chem
Samsung
Hitachi, Toshiba
Hitachi, Samsung,
Sanyo, GS Yuasa,
LG Chem, Toshiba
Moli Energy, NEC
A123, Valence,
GS Yuasa, BYD,
JCI / Saft,
Lishen
Sony, Sanyo, LG
Chem, GS
Yuasa, Hitachi
Samsung
Tabla 11: Características de las cuatro baterías de iones de litio más utilizadas
A continuación vamos a ver una comparativa de la capacidad de almacenamiento de
energía de algunas de las baterías que hemos visto anteriormente.
Gráfica 1: Densidad de energía de las baterías de plomo, níquel y litio
5.1.4 Fabricantes y precios
Algunos de los fabricantes de baterías más conocidos son: BORNAY, VISION,
TECHNOSUN, VICTRON ENERGY y VARTA.
Tipo de batería Precio (€)
Plomo ácido 90-1.400 (66Ah-260Ah)
AGM 20-700 (4Ah-254Ah)
GEL 70-1.700 (17Ah-230Ah)
Litio 200-7.000
Tabla 12: Precios de las baterías
5.2 Supercondensador
5.2.1 Concepto general
El supercondensador, también conocido como ultracondensadores o condensador de
doble capa, se diferencia de un condensador regular en que tiene una capacitancia muy
alta. Un condensador almacena energía por medio de una carga estática en lugar de
una reacción electroquímica. La aplicación de un diferencial de voltaje en las placas
positivas y negativas carga el condensador.
Los supercondensadores son dispositivos de almacenamiento de energía eléctrica en
forma de cargas electroestáticas confinadas en pequeños dispositivos, formados por
pares de placas conductivas separadas por un medio dieléctrico. La construcción y
funcionamiento es similar a un condensador convencional a gran escala. Un
supercondensador puede llegar a tener capacidades del orden de miles de faradios.
Los supercondensadores son caracterizados por poder ser cargados y descargados en
brevísimos períodos de tiempo, del orden de segundos o menos, lo cual los hace
especialmente apropiados para responder ante necesidades de puntas de potencia o
ante interrupciones de suministro de poca duración. Ello es debido a que el
almacenamiento de cargas es puramente electroestático.
En los últimos años, los supercondensadores han surgido como una alternativa o
complemento importante para otros dispositivos de producción o almacenamiento de
energía eléctrica como las pilas de combustible o las baterías. La principal virtud de los
supercondensadores frente a los dos últimos es la mayor potencia que es capaz de
inyectar, aunque poseen una menor densidad de energía. Otras características de
estos son la rapidez de carga y descarga, pueden proporcionar corrientes de carga
altas, cosa que daña a las baterías, el número de ciclos de vida de los mismos, del
orden de millones de veces, no necesitan mantenimiento, trabajan en condiciones de
temperatura muy adversas y por último, no presentan en su composición elementos
tóxicos, muy común en baterías.
La principal desventaja de los supercondensadores es la limitada capacidad de
almacenar energía, y a día de hoy, su elevado precio.
5.2.2 Características técnicas
Las características principales de estos dispositivos se indican a continuación:
• Altas Capacidades: ~ 1-5000 F
• Densidad de energía: ~ 1-10 Wh/Kg
• Densidad de potencia: ~ 1-10 kW/Kg
• Tiempos de carga y descarga: ~ minutos, segundos
• Número de ciclos de carga y descarga: ~ 106
• Tensión de trabajo Limitada: ~ 1-500V
• Rendimiento eléctrico: ~ 95-99%
• Muy baja autodescarga
• Precio relativamente Alto
• No necesitan mantenimiento
• No poseen elementos tóxicos
• Resistencia a condiciones adversas de temperatura
5.2.3 Tipos
Los materiales estudiados como electrodos para supercondensadores son
principalmente de tres tipos: óxidos de metales de transición, polímeros conductores y
materiales de carbono activados. Con óxidos metálicos se han conseguido valores de
capacidad muy altos, pero estos supercondensadores tienen la desventaja de que son
excesivamente caros y por lo tanto sólo se utilizan en aplicaciones militares y en la
industria aeroespacial. El uso de polímeros conductores también puede dar lugar a
capacidades relativamente altas, pero estos materiales presentan el inconveniente de
que sufren hinchamiento y contracción, lo cual es indeseable puesto que pueden
ocasionar la degradación de los electrodos durante los ciclos de carga y descarga.
Finalmente, los materiales de carbono se presentan como los materiales activos del
electrodo más atractivos, debido a su bajo coste relativo. Además, los materiales de
carbono pueden presentar estructuras diferentes (materiales grafíticos, grafitizables o
no grafitizables) y están disponibles en una gran variedad de formas (fibras, telas,
aerogeles o nanotubos).
Se puede decir que, actualmente, sólo los supercondensadores basados en carbono, o
también llamados condensadores de doble capa (double-layer capacitors), han
conseguido llegar a la etapa de comercialización.
Ventajas
Ciclo de vida prácticamente ilimitada
Alta potencia específica
Tiempos de carga en segundo
Excelente funcionamiento de carga y descarga carga a baja temperatura
Limitaciones
Energía específica baja
Alta autodescarga
Alto coste por vatio Tabla 13: Ventajas y limitaciones de supercondensadores
Parámetros Supercondensador Batería
Tiempo de descarga 1~30 seg 0.3~3 horas
Tiempo de carga 1~30 seg 1~5 horas
Densidad de energía (Wh/Kg) 1~10 20~180
Densidad de potencia (W/Kg) 10.000 50~200
Ciclo de vida > 500.000 500~2.000
Tabla 14: Principales diferencias entre supercondensadores y baterias
5.2.4 Fabricantes y precios
Algunos de los fabricantes de baterías más conocidos son: MAXWELL TECHNOLOGIES y
NESSCAP ULTRACAPACITORS
Tipo de supercondensadores Precio (€)
10mF y 12V 9
4.000F y 2,5V 260
63F y 125V 5.500
Tabla 15: Precios de las baterías
6. Inversores
6.1 Concepto general
El generador fotovoltaico produce corriente continua. En sistemas fotovoltaicos
autónomos para poder utilizar cargas en corriente alterna se necesita un dispositivo
electrónico, denominado inversor, que convierta la corriente continua en corriente
alterna. Habitualmente en sistemas fotovoltaicos autónomos el inversor está
conectado a una batería, mientras en un sistema fotovoltaico conectado a la red
eléctrica el inversor está conectado directamente al generador fotovoltaico.
Las funciones principales de los inversores son: inversión DC/AC, modulación de la
onda alterna de salida y regulación del valor eficaz de la tensión de salida. Los
inversores que se pueden encontrar normalmente pueden ser monofásicos o trifásicos
a 50 Hz, con diferentes voltajes nominales de entrada con un amplio rango de
potencias disponibles, de unos pocos vatios hasta varios megavatios. Pueden operar
conectados a baterías o directamente al generador fotovoltaico y pueden estar
conectados a diferentes consumos o inyectar energía en la red eléctrica. Los inversores
pueden clasificarse en función de la forma de onda de la tensión de salida:
• De onda cuadrada.
• De onda modificada o quasi-senoidal .
• De onda senoidal (muy parecida a la onda de la red eléctrica).
Los inversores de onda cuadrada son los más económicos. Se basan en el paso de la
corriente DC de entrada por un conmutador previo a un transformador, a medida que
la corriente pasa a través del devanado primario la polaridad cambia 100 veces por
segundo obteniéndose en el secundario una corriente AC a 50 Hz con muy poca
modulación o filtrado.º La onda resultante tiene un gran contenido en armónicos no
deseados. La distorsión armónica total (THD) es bastante elevada, en torno al 40%, y su
rendimiento está en torno al 50-60%. La potencia de sobrecarga es baja, del 10-20% de
la potencia nominal. Su regulación de voltaje también es muy baja. Se suelen utilizar
con pequeñas cargas inductivas o resistivas ( un televisor, un ordenador o un aparato
eléctrico pequeño), aunque algunos tipos de cargas pueden no operar
satisfactoriamente (motores de inducción).
Los inversores de onda semi-senoidal o quasi-senoidal presentan una THD del 20% y
sus rendimientos son mayores del 90%. Son utilizados en electrificación rural para
alimentar los electrodomésticos más habituales, incluyendo ordenadores y equipos
musicales. Algunas cargas como las impresoras láser, los microondas y los relojes (que
pueden adelantar un 50% el desfase) pueden presentar problemas de operación con
este tipo de inversores.
Los inversores de onda senoidal tienen un cuidadoso filtrado de la señal generada. En
general son la mejor opción para la alimentación de cargas AC, no presentando ningún
problema en relación con la THD o estabilidad de la tensión. Algunos tipos de
consumos electrónicos como los equipos de telecomunicaciones o instrumentación
delicada pueden requerir su utilización. Los inversores que producen ondas senoidales
se están imponiendo sobre el resto de inversores que están dejando de ser utilizados,
incluso para las aplicaciones más simples.
Ilustración 6.1-1: Tipos de onda
Para cargas inductivas, como es el caso de los motores, la forma de la onda que llega al
motor debe aproximarse lo más posible a una onda senoidal o a una onda modulada
por ancho de pulsos (PWM) cuyos primeros armónicos se presenten a muy alta
frecuencia, ya que el máximo rendimiento en el giro del motor se produce por el
armónico fundamental a una frecuencia de 50 Hz. Cualquier otro armónico presente
en la onda que llegue al motor no produce giro, sin embargo disipa calor por efecto
Joule como I²R, lo que provoca calentamientos en las bobinas de cobre y cuerpo del
motor y por tanto pérdidas de rendimiento. A menudo estos armónicos son los
responsables de la degradación y destrucción de los aislamientos de las bobinas.
La regulación del valor eficaz de la tensión de salida en inversores autónomos suele
realizarse
mediante control PWM. Ya que la tensión DC de entrada al inversor varía, también lo
hace la producción de corriente de carga y en consecuencia la tensión de apagado de
los interruptores de los semiconductores que forman el inversor. Como consecuencia
la duración de los pulsos de la onda de salida debe ser modulado (estrechándolo o
ensanchándolo). En algunos inversores la regulación de la tensión de salida se realiza
con ayuda de transformadores o regulando la tensión antes del inversor.
El funcionamiento general de un inversor está basado en puentes de interruptores de
semiconductores de potencia con un ciclo controlado de apertura y cierre generando
ondas de pulsos variables (cuantos más pulsos menor distorsión armónica y mayor
proximidad a la onda pura senoidal).
6.2 Configuraciones de los inversores
Los semiconductores de potencia comúnmente utilizados en los inversores
fotovoltaicos son: los tiristores (SCR y GTO) y los transistores de potencia (MOSFETs,
bipolares e IGBT). A mayor frecuencia de conmutación se obtiene una onda de salida
mucho más cercana a la senoidal ideal con menor contenido en armónicos y factores
de potencia mayores, eliminando de este modo la necesidad de filtrados a la salida del
inversor.
En general, el modo de operación de estos dispositivos semiconductores de potencia
es que cuando se les aplica un pulso o tensión a la puerta permiten el flujo de corriente
del ánodo al cátodo. Se diferencian unos de otros en el voltaje y corriente de trabajo
máximo admisible y en el tiempo de interrupción.
Tabla 16: Comparativa de diferentes tipos de semiconductores de potencia
Los inversores empleados en las aplicaciones fotovoltaicas se pueden agrupar o dividir
en dos
grandes categorías: los autoconmutados y los conmutados por la red. Los inversores
autoconmutados pueden funcionar como fuente de tensión o como fuente de
corriente mientras que los conmutados por red sólo como fuente de corriente, por ello
los autoconmutados se pueden utilizar tanto en aplicaciones autónomascomo en
aplicaciones conectadas a la red eléctrica mientras que los conmutados por la red
únicamente en aplicaciones conectadas a la red. Normalmente los inversores operan a
una frecuencia fija de salida (50 Hz) pero existe un caso especial de los inversores
autoconmutados que pueden variar su frecuencia de salida en función de la potencia
de entrada y la carga de salida, y se suelen utilizar en los sistemas de bombeo
fotovoltaico.
Por otro lado los inversores pueden conectarse a un sistema de baterías con una
tensión definida, como es el caso de los inversores autónomos, o directamente al
generador fotovoltaico, como es el caso de los inversores de conexión a red, en cuyo
caso el rango de variación de la tensión de entrada es mayor. Los inversores de
conexión directa a un generador fotovoltaico, poseen además seguimiento del punto
de máxima potencia del generador fotovoltaico.
Los inversores autoconmutados pueden operar de modo autónomo. La regulación de
tensión suele realizarse por modulación del ancho de pulso (PWM). Normalmente
conmutan a alta frecuencia con lo que la señal de salida suele ser muy sinusoidal con
contenido de armónicos de muy alta frecuencia, fácilmente filtrables. Los posibles
armónicos que aparecen son los debidos a la frecuencia de conmutación (típicamente
de 1 kHz a 20 kHz). Este tipo de inversores, en su conexión a red, no demanda potencia
reactiva ya que puede generar la señal de corriente totalmente en fase con la tensión
de red, aunque también puede usarse para compensar potencia reactiva modificando
el factor de potencia.
Los inversores commutados por red basados en tiristores necesitan la presencia de la
señal de
tensión de red que se utiliza para el disparo de los semiconductores. Debido a ello
suelen operar con ondas de corriente retrasada respecto a la onda de tensión de red
con lo que se necesitan unidades de compensación de potencia reactiva. Este tipo de
inversores está dejando de ser utilizados siendo sustituidos por inversores basados en
dispositivos autoconmutables, habitualmente IGBTs con un control PWM controlado
en corriente.
Debido al alto coste de producción de la energía solar fotovoltaica los inversores han
de ser fiables (en instalaciones autónomas puede resultar muy caro reparar cualquier
avería por pequeña que sea) y de alto rendimiento (incluso a potencias muy bajas).
Aunque los inversores de IGBT tienen un menor rendimiento, todos los inversores han
de estar por encima del 90%, siendo 94% un valor normal para el rendimiento (referido
a inversores de onda sinusoidal, 60% en el caso de onda cuadrada). El rendimiento del
inversor varía dependiendo de la potencia que se genera. Con inversores de nuevas
tecnologías se puede alcanzar rendimientos del 85% al 10% de la carga nominal. En el
caso de utilizar cargas inductivas, como motores, inducen un desfase entre la corriente
y la tensión disminuyendo el factor de potencia con lo que la potencia real
suministrada adichas cargas puede verse reducida por un 10-30% o más.
6.3 Rendimiento
Los inversores no son intrínsecamente eficientes y conseguir que los rendimientos de
los inversores alcancen los niveles actuales ha sido posible gracias al desarrollo
tecnológico de las últimas décadas. El rendimiento de conversión DC/AC en inversores
autónomos depende del tipo de carga (resistiva, capacitiva o inductiva) a ellos
conectada, en concreto se puede establecer una dependencia del rendimiento en
función del factor de potencia. El rendimiento no es constante en todo el rango de
potencia de operación, si no que varía dependiendo de la potencia generada siendo
muy bajo a muy bajas potencias y aumentando progresivamente a medida que
aumenta la potencia. La curva de rendimiento frente a la potencia de salida es el mejor
modo de ver como se comportará el inversor en una gran variedad de situaciones. Es
importante hacer notar que la curva de rendimiento cae rápidamente para pequeñas
potencias.
La curva de rendimiento para cargas inductivas, como motores, es diferente que para
cargas puramente resistivas. Con las cargas inductivas la tensión y la corriente no están
en fase, aparece el factor de potencia que reduce la potencia activa entregada hasta
un 20-30%.
Gráfica 2: Rendimiento del inversor en función del factor de potencia
6.4 Tipos
6.4.1 Inversores fotovoltaicos autónomos
Los inversores fotovoltaicos autónomos operan normalmente conectados a un sistema
de baterías (los inversores para bombeo fotovoltaico operan conectados al generador
fotovoltaico) para dar suministro a las cargas AC de la instalación.
Normalmente los inversores fotovoltaicos autónomos incorporan también un
regulador de carga, de modo que desconectan el consumo a determinados niveles de
estado de carga del sistema de baterías (normalmente la detección del estado de carga
se realiza mediante la medida de la tensión de batería). No obstante en el sistema
fotovoltaico es necesario incluir un regulador de carga adicional para evitar la
sobrecarga de las baterías. También suelen incorporar un sistema de monitorización
interno y un visualizador en el que indican los diferentes parámetros de operación del
sistema (contador de amperios-hora, tensión de batería, estado de carga, consumos,
etc...). Un aspecto más difícil de conocer a priori y que es fundamental en el coste y
operación de un sistema FV es el tema de fiabilidad del equipo. Es necesario que el
equipo opere el mayor tiempo posible sin sobrecalentamientos, averías, etc..., y en
cualquier caso disponer de materiales de repuesto y una vía de mantenimiento y
reparación asegurada en caso necesario. Relacionado con la fiabilidad es necesario
también comprobar el tipo de caja y su grado de protección intemperie. La
penetración de suciedad, insectos, humedades, corrosión, etc..., disminuyen
considerablemente su tiempo de vida.
o Topología de los inversores autónomos
A continuación se presenta el diagrama de bloques de un inversor fotovoltaico
autónomo típico. Dispone de un convertidor DC/DC, también controlado PWM, para
elevar la tensión de batería a un nivel de tensión adecuado al nivel de tensión alterna
que se desee generar. El transformador puede ir incluido en el convertidor DC/DC o a
la salida del puente inversor. Para reducir el tamaño del transformador, el primer
estado consiste en un convertidor DC/DC elevador de alta frecuencia. La segunda
etapa consiste en un inversor de puente completo con control senoidal PWM.
Finalmente es necesario un filtro paso bajo con componentes pasivos.
Ilustración 6.4-1: Diagrama de un inversor fotovoltaico autónomo
6.4.2 Inversores para conexión de sistemas fotovoltaicos a la red eléctrica
Los inversores fotovoltaicos para conexión a la red eléctrica se caracterizan por operar
conectados directamente al generador fotovoltaico, transformar la corriente DC en
corriente AC e inyectar la potencia a red. Para optimizar el grado de aprovechamiento
del generador FV deben seguir el punto de máxima potencia. Además deben trabajar
con el máximo rendimiento generando energía con una determinada calidad (baja
distorsión armónica, elevado factor de potencia, bajas interferencias
electromagnéticas) y también cumplir determinadas normas de seguridad (para
personas, equipos y la red eléctrica).
Dentro de los requerimientos específicos de operación en conexión a red, el inversor
fotovoltaico también ha de operar dentro de unos márgenes de tensión y frecuencia
de salida, así como no afectar la distorsión armónica de la onda de tensión de la red.
En cuando a la distorsión armónica de la onda de corriente inyectada a la red, ha de
cumplir con la normativa vigente que requiere una distorsión armónica de la onda de
corriente ≤5% y una distorsión armónica de la onda de tensión ≤2%. La normativa no
especifica el nivel de potencia AC para la que esta condición ha de cumplirse.
Habitualmente la distorsión armónica total de la onda de corriente aumenta cuando
disminuye la potencia de operación.
También acostumbra a ser un requerimiento de la normativa el que los inversores de
conexión a red dispongan de aislamiento galvánico (o equivalente) entre la red y la
instalación fotovoltaica. Este aislamiento galvánico puede ser mediante
transformadores de baja frecuencia (LF) o mediante transformadores de alta
frecuencia (HF). El aislamiento galvánico DC-AC tienen una influencia significativa no
sólo en el rendimiento de los inversores, sino también en su peso (más pesados los
inversores con LF que los HF) y facilidad de instalación. Los inversores con
transformador en LF pueden alcanzar un rendimiento típico máximo del 92%, mientras
que los que utilizan aislamiento en alta frecuencia pueden llegar al 94%. La omisión de
transformador puede incrementar el rendimiento en un 2%, siendo un caso que no es
aceptado en general por las normativas locales. La utilización de un mayor número de
componentes en los inversores HF pude tener efectos negativos sobre la fiabilidad de
los mismos, necesitando ademán en algunos casos elementos adicionales de
verificación de ausencia de inyección de componente continua en la red eléctrica que
siempre es evitada mediante la utilización de un transformador de baja frecuencia.
En cuanto a las configuraciones del sistema, se pueden clasificar en:
• Inversores centrales
• Inversores modulares o “string inverters”
• Inversores integrados en módulos FV o módulos AC
Gráfica 3: Rendimiento en función de la potencia dependiendo del transformador
Ilustración 6.4-2: Tipos de configuraciones
El concepto de inversor “string” parece imponerse, en el mercado de conexión a red
para integración en edificios, sobre los inversores centrales; aunque ambos conceptos
de topología de inversor se pueden utilizar para centrales fotovoltaicas conectadas a
red. También se utilizan los denominados “módulos AC” en los que el propio módulo
lleva integrado un inversor cuya potencia nominal suele ser inferior a 500W. La
reducción del cableado DC asociado a los inversores string y a los módulos AC junto
con su modularidad son factores que se enfrentan a la sencillez y mayor rendimiento
de los grandes inversores centrales. El número de productos disponibles es mayor para
los inversores “string” con potencias nominales inferiores a 5 kW que para los
inversores centrales, cuyas potencias nominales superiores a 100 kW.
Al contrario de los inversores autónomos, que habitualmente están conectados a una
batería, el seguimiento del punto de máxima potencia del generador fotovoltaico es un
aspecto diferenciador entre distintos modelos de inversores conectados a la red
eléctrica, siendo su estabilidad y rendimiento los elementos que definen la cantidad de
energía inyectada a la red. Los problemas esporádicos de seguimiento del punto de
máxima potencia habituales en los primeros diseños han devenido en sofisticados
algoritmos con suficiente precisión de seguimiento. Es habitual que el rendimiento de
seguimiento del punto de máxima potencia se sitúe en el 97% para potencias
superiores al 10% de la potencia nominal, pudiendo llegar al 99% para potencias
superiores al 30% de la potencia nominal. No obstante es necesario estar alerta sobre
la aparición de nuevos inversores de algunos (pocos) fabricantes que a menudo
presentan problemas de seguimiento del punto de máxima potencia, SPMP.
o Seguimiento del punto de máxima potencia
La potencia DC que el inversor puede obtener de un generador fotovoltaico depende
del punto de trabajo en la curva I-V. La potencia máxima depende de las condiciones
ambientales, irradiancia y temperatura. El inversor debería operar en todo momento
en el punto de máxima potencia del generador fotovoltaico.
Hay un único punto en una curva I-V, el punto de máxima potencia, PMP, en el que el
generador produce la máxima potencia. Para que el inversor opere en el PMP es
necesario un algoritmo en el que se controla la tensión de operación del generador FV.
Existen diferentes algoritmos: perturbación y medida, conductancia incremental,
capacidad, voltaje constante, voltaje corregido con la temperatura, lógica difusa, etc….
No obstante uno de los más utilizados en inversores de conexión a red es el de
perturbación y medida. En este método se modifica la tensión de operación, ΔV, y se
mide el incremento de potencia, ΔP. En caso de un incremento positivo se continua
con el sentido de incremento de tensión y viciversa. El método de la conductancia
incremental consiste en la medida del valor de ΔP/ΔV. Si esta derivada es positiva,
entonces es necesario incrementar el valor de la tensión. Si la derivada es negativa, se
disminuye el valor de la tensión.
o Topología de los inversores de conexión a red
Un inversor de conexión a red es una fuente de corriente y como tal no puede estar
controlado en tensión. La mayor parte de los inversores de conexión a red disponen de
un control PWM controlado en corriente.
Además del control de la corriente de salida, es necesario un control para el
seguimiento del punto de máxima potencia, normalmente realizado mediante bloques
de control PID.
Las dos topologías habitualmente utilizadas se pueden ver a continuación para
inversores con transformador en baja frecuencia (LF) y de alta frecuencia (HF). En
algunos casos los inversores pueden disponer de un convertidor DC/DC adicional para
adecuar la tensión del generador fotovoltaico a la entrada del puente inversor con el
objeto de ampliar los rangos de tensión de operación.
Ilustración 6.4-3: Diagráma de inversor de conexión a red con transformador LF y HF
Los inversores de conexión a red disponibles en el mercado actual pueden ser de
cualquiera de estos tres tipos: inversores centrales generalmente utilizados en
centrales FV de potencia (>100 kWp), inversores tipo string habitualmente utilizados
en sistemas fotovoltaicos integrados en edificios (aunque también existen experiencias
de grandes centrales FV con inversores string), e inversores de pequeña potencia
integrados en módulos FV para formar los denominados módulos AC. Mientras que los
inversores centralizados habitualmente disponen de aislamiento galvánico en baja
frecuencia, los inversores string pueden disponer de aislamiento galvánico tanto en
alta como en baja frecuencia. El rendimiento, y su peso, viene determinado por el tipo
de aislamiento galvánico y suele ser del mismo orden para inversores
de una misma potencia nominal de diferentes fabricantes. Donde sí existe todavía una
notable diferencia entre distintos modelos de inversores de distintos fabricantes es en
el rendimiento de seguimiento del punto de máxima potencia.
6.5 Precios
Descripción Precio
Inversor CP onda cuadrada PWM
48Vcc/220Vca 300W automático
382,80 €
Inversor TAURO onda senoidal BC 1548
48Vcc/220Vca 1500W
1.077,90 €
Inversor monofásico PIKO 3.0 1.628,90 €
Inversor trifásico PIKO 10.1 3648,90 €
Tabla 17: Precios de inversores
6.6 Transformadores
6.6.1 Concepto general
En el caso de las instalaciones fotovoltaicas conectadas a red surge la necesidad de
adaptar la tensión de la corriente generada a la de la red. Es el caso de los huertos
solares que generan corriente de baja tensión y están conectados a la red de
distribución eléctrica de media tensión. Además la normativa exige un aislamiento
galvánico entre la instalación fotovoltaica y la red para evitar que la corriente pueda
fluir de una a otra. Por estos motivos es necesario el uso de un transformador,
normalmente este va integrado en el inversor.
El transformador es un dispositivo que convierte la energía eléctrica alterna de un
cierto nivel de tensión, en energía alterna de otro nivel de tensión, manteniendo la
potencia. Está constituido por dos bobinas de material conductor, devanadas sobre un
núcleo cerrado de material ferromagnético, pero aisladas entre sí eléctricamente. La
única conexión entre las bobinas la constituye e
establece en el núcleo.
Ilustración
El núcleo, generalmente, es fabricado bien sea de hierro o de láminas apiladas
de acero eléctrico, aleación apropiada para optimizar el flujo magnético. Las bobinas o
devanados se denominan
salida del sistema en cuestión, respectivamente. También existen transformadores con
más devanados; en este caso, puede existir un devanado terciario, de menor tensión
que el secundario.
Ilustración
Este elemento eléctrico se basa en el fenómeno de la
que si aplicamos una fuerza electromotriz alterna en el devanado primario, debido a la
variación de la intensidad y sentido de la corriente alterna, se produce la inducción de
un flujo magnético variable en el núcleo de hierr
Este flujo originará por inducción electromagnética, la aparición de una fuerza
electromotriz en el devanado secundario. La tensión en el devanado secundario
única conexión entre las bobinas la constituye el flujo magnético
Ilustración 6.6-1: Diagrama de un transformador
El núcleo, generalmente, es fabricado bien sea de hierro o de láminas apiladas
o, aleación apropiada para optimizar el flujo magnético. Las bobinas o
devanados se denominan primario y secundario según correspondan a la entrada o
salida del sistema en cuestión, respectivamente. También existen transformadores con
e caso, puede existir un devanado terciario, de menor tensión
Ilustración 6.6-2: Núcleo y devanados de un transformador
Este elemento eléctrico se basa en el fenómeno de la inducción electromagnética, ya
que si aplicamos una fuerza electromotriz alterna en el devanado primario, debido a la
variación de la intensidad y sentido de la corriente alterna, se produce la inducción de
un flujo magnético variable en el núcleo de hierro.
Este flujo originará por inducción electromagnética, la aparición de una fuerza
electromotriz en el devanado secundario. La tensión en el devanado secundario
flujo magnético común que se
El núcleo, generalmente, es fabricado bien sea de hierro o de láminas apiladas
o, aleación apropiada para optimizar el flujo magnético. Las bobinas o
según correspondan a la entrada o
salida del sistema en cuestión, respectivamente. También existen transformadores con
e caso, puede existir un devanado terciario, de menor tensión
inducción electromagnética, ya
que si aplicamos una fuerza electromotriz alterna en el devanado primario, debido a la
variación de la intensidad y sentido de la corriente alterna, se produce la inducción de
Este flujo originará por inducción electromagnética, la aparición de una fuerza
electromotriz en el devanado secundario. La tensión en el devanado secundario
dependerá directamente del número de espiras que tengan los devanados y de la
tensión del devanado primario
La relación de transformación indica el aumento o decremento que sufre el valor de la
tensión de salida con respecto a la tensión de entrada, esto quiere decir, la relación
entre la tensión de salida y la de entrada. La
tensión entre el bobinado primario y el bobinado secundario depende de los números
de vueltas que tenga cada uno. Si el número de vueltas del secundario es el triple del
primario, en el secundario habrá el triple de tensión.
Ilustración
6.7 Tipos de transformadores
6.7.1 Autotransformador
El primario y el secundario del transformador están conectados en serie,
constituyendo un bobinado únic
y por ello se emplea habitualmente para convertir 220
aplicaciones similares. Tiene el inconveniente de no proporcionar aislamiento
galvánico entre el primario y el secunda
dependerá directamente del número de espiras que tengan los devanados y de la
nado primario
La relación de transformación indica el aumento o decremento que sufre el valor de la
tensión de salida con respecto a la tensión de entrada, esto quiere decir, la relación
entre la tensión de salida y la de entrada. La relación de transformación
tensión entre el bobinado primario y el bobinado secundario depende de los números
de vueltas que tenga cada uno. Si el número de vueltas del secundario es el triple del
primario, en el secundario habrá el triple de tensión.
stración 6.6-3: Esquema eléctrico de un transformador
ipos de transformadores
Autotransformador
El primario y el secundario del transformador están conectados en serie,
constituyendo un bobinado único. Pesa menos y es más barato que un transformador
y por ello se emplea habitualmente para convertir 220 V a 125 V y viceversa y en otras
aplicaciones similares. Tiene el inconveniente de no proporcionar aislamiento
galvánico entre el primario y el secundario.
dependerá directamente del número de espiras que tengan los devanados y de la
La relación de transformación indica el aumento o decremento que sufre el valor de la
tensión de salida con respecto a la tensión de entrada, esto quiere decir, la relación
transformación (m) de la
tensión entre el bobinado primario y el bobinado secundario depende de los números
de vueltas que tenga cada uno. Si el número de vueltas del secundario es el triple del
El primario y el secundario del transformador están conectados en serie,
o. Pesa menos y es más barato que un transformador
V y viceversa y en otras
aplicaciones similares. Tiene el inconveniente de no proporcionar aislamiento
Ilustración 6.7-1: Esquema eléctrico de un autotransformador
6.7.2 Transformador con núcleo toroidal o envolvente
El núcleo consiste en un anillo, normalmente de compuestos artificiales de ferrita,
sobre el que se bobinan el primario y el secundario. Son más voluminosos, pero el flujo
magnético queda confinado en el núcleo, teniendo flujos de dispersión muy reducidos
y bajas pérdidas por corrientes de Foucault.
Ilustración 6.7-2: Transformador con núcleo toroidal
6.7.3 Transformador de grano orientado
El núcleo está formado por una chapa de hierro de grano orientado, enrollada sobre sí
misma, siempre en el mismo sentido, en lugar de las láminas de hierro dulce separadas
habituales. Presenta pérdidas muy reducidas pero es caro. La chapa de hierro de grano
orientado puede ser también utilizada en transformadores orientados (chapa en E),
reduciendo sus pérdidas.
Ilustración 6.7-3: Transformador de grano orientado
6.7.4 Transformador de núcleo de aire
En aplicaciones de alta frecuencia se emplean bobinados sobre un carrete sin núcleo o
con un pequeño cilindro de ferrita que se introduce más o menos en el carrete, para
ajustar su inductancia.
6.7.5 Transformador de núcleo envolvente
Están provistos de núcleos de ferrita divididos en dos mitades que, como una concha,
envuelven los bobinados. Evitan los flujos de dispersión.
6.7.6 Transformador piezoeléctrico
Para ciertas aplicaciones han aparecido en el mercado transformadores que no están
basados en el flujo magnético para transportar la energía entre el primario y el
secundario, sino que se emplean vibraciones mecánicas en un cristal piezoeléctrico.
Tienen la ventaja de ser muy planos y funcionar bien a frecuencias elevadas.
7. Sistemes de protecció
Tota instal·lació fotovoltaica ha de disposar d’una sèrie de proteccions de forma que
estiga assegurada la seguretat del sistema davant una eventualitat, tant per a les
persones com per als elements de la instal·lació. En definitiva, la protecció té l’objectiu
de protegir a la instal·lació davant problemes que puguen sorgir en el funcionament
(interns o externs) de forma que s’eviten danys d’aquesta i de l’envoltant i quede
garantida la protecció de les persones davant els perills de la instal·lació elèctrica.
En referència a la protecció de la instal·lació, se la intenta protegir contra
sobreintensitats o sobretensions, que poden estar produïdes per avaries dels elements
de la instal·lació o de la xarxa elèctrica (si hi està connectada), o per agents naturals
com rajos.
En el cas de la protecció elèctrica per a les persones, el que s’intenta evitar és l’entrada
en contacte amb l’electricitat per part de la persona. Així, primer caldrà definir
breument els tipus de contacte elèctric que es poden donar:
• Contacte directe: Es produeix quan una persona entra en contacte amb una
part de la instal·lació que normalment es troba amb tensió. En aquest cas, la
persona suporta tota la tensió que tinga la fase i la totalitat de corrent circularà
per ella. És, per tant el contacte més perillós.
• Contacte indirecte: En aquest cas, es produeix quan la persona entra en
contacte amb un element metàl·lic que no hauria d’estar amb tensió, a causa
d’un problema amb l’aïllament. En aquest cas, si la massa està connectada a
terra, per la persona només circularà una part del corrent total.
7.1 Elements de protecció en corrent continu
7.1.1 Presa de terra
Tot i no ser un component sinó tot un conjunt dins de la instal·lació, es descriu per la
importància que té i per ser bàsica en la protecció i necessària per tal que altres
components funcionen.
L’objectiu principal de la presa de terra és limitar la tensió a la qual puguen estar
sotmeses les masses metàl·liques, tant fixes com mòbils, en qualsevol moment.
Connectant les masses a terra s’aconsegueix limitar l’acumulació de càrregues
estàtiques, i derivar les descàrregues atmosfèriques (rajos) i els corrents de falta a
terra. A banda, possibilita la detecció de defectes a terra (els corrents de fuita poden
ser detectats pels vigilants d’aïllament) i assegura l’actuació i la coordinació de les
proteccions existents, de forma que elimina o almenys redueix la possibilitat de danys
en els equips davant una eventualitat.
Les preses de terra de les instal·lacions fotovoltaiques, segons el RD 1663/2000
s’instal·laran de forma que no s’altere la instal·lació de terra de la companyia
distribuïdora, per tal de no transmetre defectes a aquesta. Així, no podran estar
connectats a una mateixa terra les masses metàl·liques de la instal·lació fotovoltaica i
el neutre de la empresa distribuïdora. No obstant això, sí que es podran connectar les
masses de la part d’alterna que formen part de la instal·lació fotovoltaica (les masses
de l’inversor).
La presa de terra dels mòduls fotovoltaics s’ha de connectar amb els panells
fotovoltaics mitjançant conductors connectats directament als marcs, aprofitant per a
això la unió caragolada que s’efectua entre els marcs i els suports.
L’esquema de muntatge de la instal·lació més segur és el de generador flotant
(coincideix amb el muntatge IT del RBT), és a dir, cap dels cables actius està connectat
a terra. Com que totes les masses són per muntatge equipotencials, i connectades a
terra, davant un problema d’aïllament del pol positiu, no hi ha transmissió de corrent
cap a terra (llevat d’un curt transitori mentre s’iguala la tensió), ja que el pol negatiu
està aïllat i no es pot tancar el circuit. D’aquesta forma en cas de contacte no hi ha
perill. Si es produeix ara un altre problema d’aïllament i el pol negatiu passa a tocar els
marcs, es produeix un curtcircuit. Però aquest curtcircuit es produeix en els mateixos
marcs, i no a través de terra; i per tant no afectaria a la persona. A banda, la intensitat
de curtcircuit dels panells fotovoltaics és només lleugerament superior a la de
funcionament. Així, només és veritablement perillós quan la persona està sotmesa a
un doble contacte directe, però en aquesta situació és perillosa en tots els esquemes
de muntatge. Aquest muntatge també ofereix protecció davant problemes externs,
com descàrregues elèctriques atmosfèriques.
o Dimensionat de la presa de terra
Per al dimensionat de la presa de terra, s’ha de determinar la resistència que tindran
els elèctrodes amb la terra, per tal d’assegurar una ràpida descàrrega. Per a això, s’ha
de conéixer la intensitat màxima de curtcircuit dels mòduls de generació fotovoltaica, i
complir la tensió límit convencional segons:
�� ≤��
��
La tensió límit convencional aplicable és de 24V, equivalent a la d’emplaçaments
conductors o humits, ja que està a la intempèrie i sotmès a condicions de pluja.
La línia terra ha de ser elèctricament contínua, no podent intercalar-se en sèrie cap
massa ni element metàl·lic. No es pot tampoc situar seccionadors, fusibles o qualsevol
element de tall. Els conductors del circuit han de ser de coure o altre metall d’alt punt
de fusió amb una secció degudament calculada per tal de suportar els esforços
mecànics i tèrmics.
Els conductors de protecció, fixats als marcs, connecten les masses amb la línia de
terra principal o derivacions. Ha de tenir el mateix traçat que els conductors actius. La
secció depén de la mateixa secció dels cables conductors segons:
Taula 18: Dimensionament conductors protecció
La línia de terra connecta els elèctrodes amb els conductors de protecció, i els cables
que la componen han de tenir una secció tal que la màxima corrent que circule pels
conductors en cas de descàrrega no els duga a una temperatura propera a la fusió, ni
pose en perill les unions. S’estableixen així una densitat de corrent màxima (coure 160
A/mm2 i acer 60 A/mm2) i una secció mínima (coure 25 mm2 i acer 50 mm2 en cas de
no estar protegits contra la corrosió, si ho estan 16 mm2 per a tots dos materials).
Els elèctrodes han d’estar soterrats com a mínim a 50 cm, tenint en compte que el
tipus i la profunditat de soterrament deuen ser tals que la possible pèrdua d’humitat
del sòl no augmente el valor de la resistència per dalt del mínim necessari. Els
elèctrodes estan formats per conductor de coure de 50 mm2 unit a piques d’acer-
coure. Hi existeixen diverses configuracions de cable-piques per a la instal·lació, que es
poden triar en funció de l’espai disponible, el terreny, la resistència requerida i les
característiques del circuit. Les configuracions usuals són de cable sense piques, amb 4
piques i amb 8 piques.
7.1.2 Seccionadors
Un seccionador és un dispositiu mecànic capaç de realitzar la desconnexió elèctrica
d’un circuit, independentment de la velocitat emprada per qui realitza la maniobra, i
sense que aquest puga patir un perill.L’interruptor seccionador permet realitzar
tasques de manteniment i reparació en els diferents mòduls, i tallar el corrent amb
seguretat en cas que es produïsca un problema en la instal·lació.
Il·lustració7.1-1: Exemple de seccionador: Telargon 4 pols 800V d’aïllament
Una volta accionat l’interruptor, es produeix una separació bipolar, tant del pol positiu
com del negatiu. D’aquesta forma la separació elèctrica és total entre els circuits
situats als dos costats de l’interruptor seccionador.
Il·lustració 7.1-2: Esquemes de connexionat de seccionadors (ABB)
o Paràmetres característiques dels seccionadors
• Tensió d’aïllament: És la tensió màxima que l’interruptor por tallar amb
seguretat. S’ha de seleccionar sempre un interruptor de tensió màxima inferior
(d’almenys el 10-15%) a la tensió de circuit obert (Voc) del mòdul fotovoltaic.
Aquesta tensió de de circuit obert dependrà del tipus de muntatge que s’haja
decidit en el disseny de la instal·lació. Les tensions d’aïllament van normalment
des dels 600 Vcc fins els 1200 Vcc en horts solars.
• Ith: Intensitat tèrmica. És el corrent que pot suportar en condició de tancament
durant un nombre mínim d’hores, sense que la temperatura excedisca els límits
donats per les normes.
• In: Intensitat nominal. És la intensitat de la instal·lació fotovoltaica en càrrega.
Dependrà del muntatge dels panells i les condicions d’insolació.
7.1.3 Fusibles
Són dispositius que actuen en cas de sobreintensitats, de forma ràpida i amb un alt
poder de tall. Són de construcció senzilla, sent senzillament un filferro fi col·locat a
l’entrada del circuit que es desitja protegir. Quan es produeix una sobreintensitat, el
filferro es calfa ràpidament a causa de l’efecte Joule i fon, tallant ràpidament el circuit.
Això provoca que el fusible siga d’un sol ús; en cas que actue, s’ha de reemplaçar
després.
Fonamentalment s’utilitzen per a intensitats de curtcircuit, però també poden actuar
front a sobrecàrregues, si bé en eixe cas tenen un temps de fusió major. Són
especialment adequats per a muntatges de tensió elevada.
Els fusibles han d’estar protegits en bases fetes específicament i s’instal·len com un
conjunt.
Il·lustració7.1-3: Conjunt de fusible cilíndric i base
o Paràmetres característics dels fusibles
• Icn: Poder de tall. És el valor eficaç de corrent que el fusible pot tallar. S’ha de
seleccionar sempre un fusible amb un poder de tall superior al corrent màxim
que es poguera donar en cas de curtcircuit.
• In: Intensitat nominal.
• Tc: Temps convencional
• If: Intensitat convencional de fusió del fusible en el temps convencional.
• If5: Intensitat en què el fusible fon en 5 segons
• Un: Tensió nominal (tensió en circuit obert del muntatge de panells).
En tot cas, les característiques bàsiques de fusió d’un fusible s’arrepleguen en les
corbes característiques, que arrepleguen el temps de fusió en funció de la intensitat de
circulació.
`
Gràfica 4: Corbes de fusió per a una sèrie de fusibles de 1000 Vcc. Es representa la intensitat front al temps de fusió.
7.1.4 Interruptors automàtics magnetotèrmics
Són interruptors que actuen també en cas de sobreintensitats. Consten de tres
sistemes d’actuació:
• Un sistema mecànic, d’actuació manual, per a obrir i tancar el circuit.
• Un bimetal de protecció en cas de sobrecàrrega.
• Un magnètic per a protecció en cas de curtcircuit.
Aquests interruptors estan construït de forma que el corrent passa a través d’una
làmina bimetal, un solenoide i un contacte normalment tancat. Davant un problema
aquests mecanismes seran els que actuen.
El mètode de funcionament depén de les característiques de la sobreintensitat. En cas
d’excés de càrrega, actua per efecte tèrmic. El corrent, al passar per la làminabimetal,
en provoca el calfament per efecte Joule. La làmina està formada per dos metalls amb
diferent coeficient de dilatació, el que provoca que es corbe davant un canvi de
temperatura. Eixe moviment acciona un mecanisme que fa saltar l’interruptor i talla el
corrent.
En cas de curtcircuit o sobreintensitat elevada, actua per efecte magnètic. A causa del
solenoide, el corrent que passa pel circuit provoca un camp magnètic creixent en
funció de la intensita. Al sistema, hi ha una peça ferromagnètica que és atreta per
aquest camp magnètic, i que està calculada específicament per a menejar-se a partir
d’una determinada força, que correspon a la força d’atracció que es donarà a partir
d’un determinat valor de corrent.Aquesta peça està unida al mecanismes de salt de
l’interruptor, i quan la intensitat arriba passa del valor de càlcul, es desplaça de colp,
fet que provoca l’accionament de l’interruptor i el tall del corrent.
L’efecte tèrmic també seria capaç de tallar el corrent en cas de curtcircuit, però el
temps de reacció seria massa elevat per a garantir la seguretat de la instal·lació o de
les persones. En la gràfica de baixes pot observar com la corba d’accionament tèrmic
(de forma corbada) recorda a la del fusible però més lenta, i l’accionament magnètic,
que comença a partir de la recta horitzontal després de la caiguda vertical, té un temps
d’actuació quasi constant a partir de la tensió d’accionament (en la realitat, per
variabilitat estadística, es fan dues corbes: una on s’assegura que el magnetotèrmic
mai salta i altra on s’assegura que sempre salta)
Gràfica 5: Corbes d’accionament magnetotèrmic. Es representa la intensitat front al temps de salt.
o Paràmetres característics dels interruptors magnetotèrmics
• In: Intensitat nominal
• Icn: Poder de tall
• Un: Tensió nominal
• It: Intensitat convencional de desconnexió. És l’equivalent per al magnetotèrmic
de la intensitat convencional de fusió en el fusible.
• Intensitat de desconnexió i de no desconnexió en 0,1 segons.
En general, les característiques de dispar queden reflectides en les corbes de dispar,
que s’han vist en la descripció de funcionament.
7.1.5 Descarregadors
Són proteccions que actuen front a una sobretensió, protegint el circuit d’aigües baix
de la pertorbació. Protegeixen sobretensions prolongades i grans sobretensions
transitòries de curta durada. El funcionament es basa en derivar la sobretensió a terra,
i per tant necessiten obligatòriament una instal·lació de presa de terra per a poder
funcionar.
Il·lustració7.1-4: Exemples de descarregadors: Zigor de 200 i 1000 Vcc
Per a sobretensions llargues, el sistema està format per un limitador de corrent i un
varistor. Quan es produeix un augment del nivell de tensió, el circuit de limitació del
corrent limita la intensitat que creua el varistor. Una volta la tensió torna a la nominal,
continua el funcionament normal.
En cas d’un transitori amb una sobretensió de microsegons, produït per alguna
descàrrega atmosfèrica o un procés de commutació, s’activa un sistema compost per
un tub de gas i un varistor. La descàrrega del tub de gas té un temps de resposta molt
breu, el que suposa un baix nivell de tensi residual de protecció.
Il·lustració7.1-5: Esquema del descarregador (a: limitador de corrent, b: tub de gas, c: desconnector, d: varistor)
o Paràmetres característics
• Iimp: Corrent d’impuls. És el pic de corrent que el descarregador es capaç de
desviar a terra sense patir danys.
• Imax: Corrent màxima de descàrrega. Pic de corrent màxim que el descarregador
és capaç de desviar una única volta sense patir danys.
• Vp: Nivell de protecció. Paràmetre que defineix l’acció del descarregador de
sobretensions transitòries, que limita la tensió en els terminals a eixe valor. Ha
de ser inferior a la tensió d’aïllament dels aparells que es volen protegir.
• Vc: Tensió màxima de treball. Màxima tensió a la qual el descarregador de
sobretensions pot treballar en forma continuada.
7.1.6 Caixes i quadres de connexionat
Els elements que s’han vist anteriorment, poden estar agrupats en un quadre que
incloga totes les proteccions necessàries per a connectar el mòdul a l’inversor o als
receptors elèctrics. Aquests quadres sovint es venen premuntats i amb una protecció
de l’envoltantcontra l’aigua coherent amb el lloc on s’ha d’instal·lar.
Il·lustració7.1-6: Exemple de quadre de connexió (Telergón)
És venen en funció del voltatge d’ús de la instal·lació (que determina el voltatge de tall
necessari de les proteccions) i l’amperatge màxim, que depén de la potència
instal·lada. Són una forma senzilla i compacta de connectar els muntatges fotovoltaics.
També es venen caixes de protecció buides, que no incorporen el circuit fet i s’utilitzen
per a resguardar el circuit de protecció dissenyat.
7.2 Elements de protecció AC
Els elements de protecció en la zona d’alterna s’utilitzen, seccionadors, interruptors
magnetotèrmics i fusibles, a l’igual que en el cas de la zona de contínua. L’ús i
col·locació dependrà de les característiques de la instal·lació receptora de l’energia.
També, si la instal·lació es connecta a la xarxa pública, existeixen descarregadors que
protegeixen la instal·lació fotovoltaica contra sobretensions de la xarxa,
sobrevingudes, per exemple per un raig caigut en les proximitats.
Totes aquestes proteccions són en essència iguals que les vistes en corrent continu,
adaptades per a funcionar en corrent alterna, i per tant no es tornaran a ampliar. No
obstant això, hi ha una protecció que normalment només s’utilitza en la part d’alterna:
l’interruptor diferencial.
7.2.1 Interruptor diferencial
És un interruptor és una protecció contra les derivacions elèctriques a terra. Aquestes
derivacions suposen un perill directe per a les persones en cas de contacte directe o
indirecte. El funcionament n’està basat en el magnetisme, comptant el dispositiu d’un
nucli toroïdal amb un enrotllament de cable de conductor.
Il·lustració7.2-1: Interruptor diferencial
Tant en corrent monofàsic com en trifàsic, la suma dels corrents que circulen per tots
els conductors d’un cable és sempre 0. En la il·lustració següent podem observar un
esquema del dispositiu en una conducció trifàsica. Mentre per totes les línies circule el
corrent de forma ordinària, la suma de les intensitats serà nul·la. Però si es produeix
una derivació a terra de qualsevol fase, un dels circuits es tancarà a través del sòl, i
provocarà que la suma d’intensitats ja no siga nul·la. Això, per electromagnetisme,
provocarà que el toroide genere un camp magnètic, i per l’enrotllament començarà a
circular corrent elèctric. Aquest corrent és el que activa el relé que talla ràpidament el
corrent del circuit.
Il·lustració7.2-2: Esquema construcció interruptor diferencial
Els diferencials, tot i poder operar en corrent continu, no s’utilitzen normalment en la
part de contínua ja que no serien de molta utilitat. La comesa fonamental de
l’interruptor diferencial és separar la font de voltatge del punt on s’ha produït el
contacte, de forma que la persona no estiga sotmesa a tensió. Eixa font és la xarxa de
distribució en el cas d’alterna, i aleshores al detectar la fuita el diferencial, que està
col·locat en connexió inicial de la instal·lació, és capaç de tallar el corrent aigües dalt
del contacte. Però en el cas de les instal·lacions fotovoltaiques, si el marc d’un panell
queda connectat a un conductor i es produeix un contacte per part d’una persona; eixe
contacte s’està produint en la font mateixa d’energia elèctrica. El diferencial per contra
se situa per força aigües baix, de forma que encara que saltara, el contacte elèctric es
produeix igual. Per eixa raó normalment es descarta l’ús de diferencial en la banda de
contínua i resulta més segur el muntatge IT, com s’ha explicat abans.
o Paràmetres característics
• Icn: Poder de tall
• Ian: Sensibilitat. Valor del corrent diferencial per al qual l’interruptor obri el
circuit.
• Corrent nominal de no funcionament: corrent per baix del qual està garantit
que el circuit no s’obrirà. Normalment és la meitat de la sensibilitat.
• In: Intensitat nominal.
• Un: Tensió nominal
7.3 Fabricants i preus
S’introdueix una aproximació a l’ordre de magnitud dels preus dels dispositius de
protecció. Els preus estan aproximats a partir de catàlegs comercials i catàlegs de
preus de tendes especialitzades en energia fotovoltaica. Alguns fabricants principals
d’aquests elements són Schneider, ABB, Telargon, Moeller, General elèctric, Cahors,
Weg... entre molts d’altres, ja que en general es tracta de productes de tecnologia
implantada des de fa molts anys i que té ús en multitud d’aplicacions.
Quasi sempre, per a dos aparells de la mateixa gama, el factor determinant per al preu
serà la intensitat nominal, que determina la grandària de la instal·lació, així com el
voltatge nominal.
Tipus de protecció Preu (€)
Interruptor seccionador 1000 Vdc 50-170 (20A-250A)
Bases fusibles 7-30 (20A-400A)
Fusibles 0,5- 9 (10A – 400A) *
Interruptors magnetotèrmics 40 – 200 (125 Vcc – 1000 Vcc)
Descarregador 250
Diferencial 150-300 (ús industrial, en funció d’intensitat i
sensibilitat)
Taula 19: Dimensionament conductors protecció
8. Cablejat
Els cables de tensió de les instal·lacions són de coure i estan proveïts d’aïllant i
protecció, ja que estan exposats als agents naturals. S’ha de dissenyar per a condicions
de llarga durada, almenys 25 anys per tal que estiguen operatius el temps de vida útil
de les plaques. Els cables han de tenir les següents característiques necessàries en les
condicions de les instal·lacions fotovoltaiques:
• Tensió assignada de 1,8 kV
• Adequats per a equips d'aïllament classe II
• Resistents a temperatures extremes (-40°C - 90°C).
• Resistents a la intempèrie: ozó, raigs UV, absorció d'aigua.
• Cables d'alta seguretat (AS): Lliures d'halògens, no propagació de flama i foc,
baixa emissió de fums i gasos corrosius.
La part del conductor és la fabricada en coure. Per a l’aïllant s’utilitzen termostables
(polietilè reticulat XLPE) i elastòmers (etilè-propilè EPR). Aquests materials poden
assolir 90° i donar el nivell d’aïllament requerit. A banda, els cables estan proveïts
d’una coberta protectora (per damunt de l’aïllant) resistent a la intempèrie, que es fa a
base d’elastòmers resistents als agents naturals. Si el cable requereix de protecció
mecànica, també tindrà entre l’aïllant i la coberta una armadura (en general d’alumini).
Il·lustració7.3-1: Exemple de cable sense armadura (esquerra) i amb armadura (dreta)
o Paràmetres de disseny
En l’elecció del cable s’han de tenir en compte les tensions mecàniques que haurà de
suportar i la possibilitat de danys d’altre tipus, com l’acció dels rosegadors o el pas de
persones o maquinària, per a triar cables amb armadura o sense. En la instal·lació de
plaques solars en la teulada, per exemple, no caldrà cap mena d’armadura, mentre
que sí serà necessària probablement en un hort solar en la natura. Elèctricament el
valor fonamental és la secció.
Secció: És el paràmetre bàsic, que determinarà les pèrdues elèctriques i la intensitat
màxima que el pot recórrer. Els cables es dimensionen a partir de tres criteris:
- Criteri tèrmic: Es basa en la temperatura màxima admesa en una secció de
cable. Segons la instrucció ITC-BT-40, s’haurà de dimensionar el cablejat per a
una intensitat almenys un 25% superior de la màxima del generador.
- Criteri de pèrdua de tensió: Es basa en delimitar una caiguda màxima de tensió
segons el tram. Segons la instrucció ITC-BT-40, aquesta caiguda de tensió ha de
ser inferior a l’1,5% de la tensió per a la intensitat nominal des del generador.
- Criteri rendiment energètic: És basa en un càlcul econòmic. Es calcula el preu
de la instal·lació, el període d’amortització i les pèrdues elèctriques, buscant el
punt de major estalvi. No és un criteri que estiga regulat per reglament.
Una major secció de cable implicarà menors pèrdues energètiques, que seran
constant al llarg de tota la vida de la instal·lació. Per contra, els cables de major
secció tenen un major cost, amb un augment no lineal, cosa que augmenta el
cost inicial. En general, s’aconsella un lleuger sobredimensionat dels cables.
8.1 Fabricants i preus
Alguns fabricants de cables són Exzhellent, Movilflex, Armigron, Genlis, Hersatene...
Els preus per metro van des d’uns 2 €/m per a cables de 1,5mm2 fins més de
130€/mper a cables de seccions de 240 mm2.
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