Tecnología en la practica

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


4.2 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


5.2.2 Características técnicas ............................................................................ 35

5.2.3 Tipos.......................................................................................................... 35

5.2.4 Fabricantes y precios ................................................................................ 37

6. Inversores ................................................................................................................ 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


6.7 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


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


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


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


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


o, aleación apropiada para optimizar el flujo magnético. Las bobinas o

devanados se denominan primario y secundario según correspondan a la entrada o


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



un flujo magnético variable en el núcleo de hierro.



flujo magnético común que se


o, aleación apropiada para optimizar el flujo magnético. Las bobinas o

según correspondan a la entrada o


e caso, puede existir un devanado terciario, de menor tensión

inducción electromagnética, ya





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


nado primario



entre la tensión de salida y la de entrada. La relación de transformación



primario, en el secundario habrá el triple de tensión.

stración 6.6-3: Esquema eléctrico de un transformador

ipos de transformadores

Autotransformador


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


galvánico entre el primario y el secundario.




transformación (m) de la




o. Pesa menos y es más barato que un transformador

V y viceversa y en otras


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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instalaciones de producción de energía eléctrica de pequeña potencia

Tecnología en la practica

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