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9. Conexión a red de sistemas fotovoltaicos
H. Boileau Universidad de Savoie, FR
Resultados del aprendizaje
Después de leer este capítulo, el usuario debe poseer conocimientos de:
• Una descripción de la base de los sistemas fotovoltaicos conectados a la red
eléctrica
• Los componentes adicionales en la parte DC de los sistemas fotovoltaicos
• Inversores fotovoltaicos
• Los componentes adicionales a la parte AC PV Sistema del diseño de sistemas y el
pronóstico de la producción eléctrica
• Rentabilidad de instalaciones fotovoltaicas (método de Bernard Chabot/ADEME de
TCE)
• Evaluar la compatibilidad entre el campo fotovoltaico y el inversor
Descripción de Estructuras PV conectadas a la red eléctrica
Instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red eléctrica representan la mayoría de las
instalaciones fotovoltaicas instaladas actualmente en el mundo (en 2015). De hecho, estas
instalaciones fotovoltaicas son posiblemente las más sencillas, por lo tanto los costos son
más bajos y de la electricidad producida se inyecta en la red para ser utilizada. Estas
ventajas ofrecen estos sistemas fotovoltaicos a un menor costo por kWh producido, que
explica la penetración de mercado y el interés comercial.
En la ausencia de luminosidad, hay, por supuesto que no hay producción de energía, pero la
red compensa. Por otra parte, es necesario saber que, en ausencia del voltage, la instalación
fotovoltaica se omite por razones de seguridad, incluso si hay un fuerte resplandor
luminoso.
Figura 1 - esquema simplificado de una instalación fotovoltaica
Figura 1 muestra un diagrama simplificado de una instalación fotovoltaica conectada a la
red con los principales elementos
El campo fotovoltaico, cuando bajo irradiación solar, produce energía eléctrica en forma de
corriente continua. Esta corriente continua se transforma por un inversor de AC al ser
inyectados en la red, con la misma amplitud y fase del voltaje de la red (generalmente una
amplitud de 230 V) y una frecuencia de 50 Hz en Europa. Puede haber dispositivos de
protección instalados entre la instalación PV y el inversor, si es necesario u obligatorio
debido a las regulaciones locales. Dispositivos de protección también pueden ser insertados
entre el inversor y la red (inevitablemente es necesaria pero no impuesto por las normas de
seguridad). Por último, generalmente hay un medidor de energía para la facturación de los
kWh de fotovoltaica producida.
Puede ser útil introducir un sistema de retroalimentación para comprobar cómo se ejecuta
la instalación porque, por cuestiones menores o pérdidas, nada indica si el sistema funciona
correctamente o no. Una pantalla puede utilizarse para el monitoreo continuo de
información útil, tales como la potencia instantánea y la energía acumulada producción.
El campo fotovoltaico
El campo fotovoltaico es la totalidad de los módulos fotovoltaicos de una instalación PV. La
totalidad de los módulos fotovoltaicos puede conectarse de varias maneras, a uno o varios
inversores. Las tres principales configuraciones posibles se muestran en la figura 2.
Figura 2: Principal configuraciones posibles de los campos de PV.
La explicación de la figura 2 a continuación:
a) la totalidad del campo fotovoltaico está conectada a un inversor, que se llama el inversor
centralizado. Esta configuración es el menos costoso pero todos los módulos deben ser del
mismo tipo, tienen la misma posición angular y la dirección, por la sencilla razón de que la
corriente y el voltaje producido por cada cadena de módulos deben ser del mismo valor. Si
no es así, hay una pérdida de producción. Obviamente cada cadena debe tener el mismo
número de módulos. La influencia de un tono en uno o más módulos fotovoltaicos puede
ser bastante importante en la producción eléctrica, ya que los módulos de cada cadena
están conectados en serie y va a cambiar el cambio de corriente o tensión en una cadena de
módulos en paralelo con las otras cadenas. Otras desventajas incluyen que una avería del
inversor provoca la interrupción completa del campo PV, es difícil localizar la avería de un
solo módulo PV y la tensión de una cadena de módulos es a menudo alta, varios cientos de
voltios en DC actual, que es peligroso para los organismos vivos.
b), la totalidad del campo fotovoltaico se divide en cadenas de módulos, cada uno
conectado a un inversor. Todos los módulos del PV de la misma cadena deben ser del
mismo tipo, tienen la misma posición angular y la dirección. Por otro lado, de una cadena a
otra, el tipo y la posición de los módulos pueden ser diferentes. Por ejemplo, esto podría ser
un sistema en diferentes cubiertas conectadas a un único bus principal. La influencia de la
sombra es menos importante que en la configuración a, como sombra módulos voluntad
sólo afectan a la cadena en que se instalan. Entre otras ventajas, un desglose de un inversor
causa la interrupción completa de una cadena (pero no de todo el campo de PV) y la
ruptura de un solo módulo fotovoltaico es más fácil de localizar. Sin embargo, el voltaje de
una sola cadena de módulos siguen siendo a menudo altas, varios cientos de voltios en DC
actual, que es peligroso para los organismos vivos.
c), en esta configuración, cada módulo del PV está conectado a un inversor, dicho micro
inversor en esta configuración. Aquí, todos los módulos pueden ser de diverso tipo y
colocados diferentemente así, ya que son independientes. La ruptura de un inversor
provoca la parada de sólo un módulo, por lo tanto poca pérdida de producción. La
influencia de la sombra es muy limitada, sólo a los módulos interesados. El alto costo es la
principal desventaja de esta solución pero ofrece las ventajas de la mayoría.
Aspectos normativos sobre las características de módulos fotovoltaicos y seguridad:
Por ejemplo, mencionamos brevemente las normas francesas.
- NF 61215: habilidad del diseño y aprobación de módulos fotovoltaicos cristalinos.
- NF 61646: habilidad del diseño y aprobación de módulos fotovoltaicos de capa fina
- NF 61730: Caracterización de las actuaciones: prueba de flash, NOCT, coeficientes, etc..
- Ensayos mecánicos: cargas, descargas, delgadas, etc..
- Pruebas climáticas: caliente-frío, UV, etc..
- Pruebas eléctricas: rigidez dieléctrica, salida actual, etc.
El respeto de estas normas garantiza la calidad de los módulos fotovoltaicos y sus
condiciones de uso como, por ejemplo, una tensión de aislamiento de 1,000 voltios
especifica el número máximo de módulos fotovoltaicos en una sola cadena.
El fenómeno del "hot spot"
Para explicar el fenómeno de la zona candente, veamos un ejemplo con un módulo
fotovoltaico de 72 células (característica CP = 250Wc, Vmpp = 36Vdc, Voc = 45Vdc, Impp = 7A @
STC).
Si una célula de este módulo está sombreada (micelular = 0A) o este módulo está
cortocircuitado (Figura 3):
Figura 2: Módulo del PV con una célula sombreada.
La celula sombreada (micelular = 0A, así se comporta como un circuito abierto) recibe el
voltaje en reverso. El opuesto voltaje de avería de una celula PV es normalmente de 25 V dc
(tensión de Zener), pero el voltaje operativo del módulo Vmpp = 36 Vdc. Por lo tanto, la célula
es destruida, porque recibe una tensión fuerte y llevando a cabo, dando por resultado
destrucción por sobrecarga.
Consideremos un caso más realista de un campo fotovoltaico con tres cadenas o cuerdas de
seis módulos en serie, donde una célula de una cadena da sombra como antes (Figura 4).
Figura 3: Tres cadenas con un sombreado cell.
El voltaje de funcionamiento de este tipo de cadena es 36 Vdc × 6 módulos = 216 Vdc. Donde
la célula está sombreada (mecelular = 0A), esta cadena es un circuito abierto, con un no carga
tensión 45Vdc × 6 módulos = 270 Vdc. Tensión inversa de la célula sombreada es entonces 54
Vdc. El efecto Zener lleva a cabo en esta célula fotovoltaica y se convierte en conductora.
La potencia disipada en la célula sombreada PV es 25V x 6A = 150W, pero la célula
fotovoltaica no está diseñada para disipar este niveles de potencia (no más de pocos vatios).
Este poder se convertirán en térmica donde la célula fotovoltaica es la más resistente hasta
ese punto (de donde se origina el nombre de punto caliente) de la carbonización. Figura 5
muestra una fotografía de un panel del PV destruida por tal efecto.
Figura 4: Dañado el panel del PV, sp calienteot.
La solución para evitar el fenómeno de la zona candente es utilizar diodos, conocidos como
diodos de derivación, conectado en inversa y por alrededor de 20 células fotovoltaicas. En
el ejemplo de un módulo de 12 voltios PV con 36 células, un diodo de bypass está
conectado por las células PV 18, como se muestra en la figura 6:
Figura 5: Funcionamiento de un diodo de by-pass.
Para este módulo de 12 voltios, la célula sombreada es el resultado de la falta de generación
actual por la célula. Sin un diodo de bypass, el módulo fotovoltaico produce una menor o
ninguna corriente, con el riesgo de una zona candente que se presenta. Con el diodo de
bypass, la potencia generada por el grupo de 18 sin sombrear celulas pueden atravesar el
diodo de bypass, pero en el caso de nuestro ejemplo, la tensión de salida del módulo será
menor de dos veces. Sin embargo, el diodo impide tener un alto voltaje en reversa en las
células das sombreadas.
Para módulos fotovoltaicos de tecnología cristalina del silicio, los diodos de bypass están
cableados en la caja de conexión (Figura 7).
Figura 6: Conexión de un diodo de by-pass.
El número de diodos de derivación depende del número de células en módulos
fotovoltaicos. Por lo general, dos diodos con 36 células, módulo de puente, tres diodos con
60 células (tipo muy común de módulo), módulo de derivación y cuatro diodos para un
módulo de 72 células de derivación.
La influencia de la sombra en un módulo estándar de 12 voltios, según el punto de
funcionamiento, es descrita por las dos figuras siguientes:
Figura 7: Corriente voltaje vs para diferentes tonos en una celda
Figura 8: Vs tensión de diferentes tonos en una celda
Si una célula PV el módulo está sombreada, el módulo producirá una corriente menor que la
corriente nominal. Si la carga requiere una corriente muy débil, la tensión de salida será el
voltaje nominal, pero si la corriente aumenta más alta a lo que puede producir la célula
sombreada, el voltaje disminuye por un factor de dos por el diodo de bypass. La figura 8
muestra si una célula es sombreada, entonces aparecen dos puntos de máxima capacidad,
variable según el grado de la sombra. Este fenómeno así alterará el funcionamiento de los
procesos MPPT (punto de energía máximo que sigue) de los inversores.
En un módulo fotovoltaico en una célula es defectuoso (tonos o defecto similar), las
mediciones de la tensión de vacío y cortocircuito actuales ambos son buenos. Para detectar
este tipo de defecto, es necesario generar un gráfico de la corriente/del voltaje.
Protección contra corrientes inversas:
Corrientes inversas son otro fenómeno que puede deteriorar los módulos PV además el
fenómeno de punto caliente. El fenómeno se produce cuando la corriente de una cadena se
invierte cuando varias cadenas están conectadas en paralelo. En este caso, si una de las
cadenas está sombreada, las células no producen ninguna corriente. La corriente producida
por las cadenas paralelas ahora puede pasar a través de la cadena con los módulos de la
sombra, llevando a su destrucción.
Respecto a las normas, un módulo debe soportar al revés dos veces la corriente que es
capaz de producir condiciones de STC. Cuando hay más de tres cadenas, es imprescindible
poner un componente de protección en serie con cada cadena, como un diodo, para evitar
que esta corriente inversa.
Figura 9: ejemplo del cableado de tres cuerdas de seis módulos fotovoltaicos con los diodos
de bypass en los bordes de los módulos PV y los diodos serie al final de las cuerdas para
proteger de corrientes inversas.
El diodo serie protege eficazmente pero provoca una pérdida en el poder (pérdida de 1
voltio si está conectado en serie). En Francia, UTE C15-712 pauta recomienda el uso de un
fusible, que está provocando una menor pérdida de energía pero fusibles se dañan
irreversiblemente al accionar. Es importante evaluar con precisión el valor de este fusible. A
menudo, los fabricantes de módulos fotovoltaicos proporcionan el valor recomendado de
este serial fusible con las características eléctricas del módulo PV.
Componentes adicionales en la parte DC de instalaciones fotovoltaicas
Cables y conectores eléctricos
Los cables eléctricos utilizados en instalaciones fotovoltaicas deben cumplir con criterios
específicos (norma UTE C 32-500). Algunos de estos criterios son: doble aislamiento (clase
II), resistencia a 1000V, resistencia a los rayos UV y resistencia a una temperatura de 90 ° C.
Se estandariza la sección representativa de estos cables. Por ejemplo, los cables comerciales
pueden tener una sección de 1,5 mm² 2,5 mm², 4 mm², 6 mm², etc.. La sección de los cables
se selecciona según la intensidad de la corriente y la longitud del cableado.
Figura 10: Cables utilizados en instalaciones fotovoltaicas.
Los conectadores eléctricos son seguros (normas UL1703, VDE126-3, etc..). Esto significa
que ofrecen protección contra los contactos directos, pueden ser con cierre (tipo MC4) o no
(MC3) dependiendo de su accesibilidad, con un buen comportamiento a la UV y la
intemperie (IP54).
Figura 11: Ejemplos de conectores usados en instalaciones fotovoltaicas.
Cada módulo fotovoltaico cuenta con dos conectores, machos y hembras, que facilita la
conexión en serie de ellos. Cables adicionales se utilizan para hacer conexiones entre las
cuerdas en paralelo y entre los campos de PV y los inversores.
TOMAR atención, debido a la irradiación solar continua durante el día, la tensión en los
límites del campo PV tiene una magnitud de varios centenares de voltios. Este voltaje puede
ser peligroso durante la implementación o el mantenimiento de una instalación PV y, en el
caso de una interrupción de circuito, un arco eléctrico mantenimiento se está creando,
porque allí no hay paso por 0 voltios como en el caso de la tensión. Por esa razón, el uso de
interruptores de circuito específico para fotovoltaica es a menudo necesarios (guía UTE C 15
712 en Francia).
Figura 12: arco eléctrico en un circuito de PV.
Protección contra rayos de instalaciones fotovoltaicas
El campo fotovoltaico está por defecto expuesto al sol y sometidas a todas las condiciones
meteorológicas, incluyendo impactos de rayo directos e indirectos. Para ello, las normas de
seguridad recomiendan o imponen el uso de protector de relámpago con la instalación
adecuada del cable de tierra, con sus especificaciones dependiendo de la zona donde se
instala la instalación PV (en Francia, guía UTE C15 712).
Figura
13:Ejemplo de una tierra de la instalación de PV (fuente: Diagrama de Dehn, en línea:
http://www.dehn.de/pdf/blitzplaner/BBP_2007_E_complete.pdf)
Para proteger de los impactos de rayo directo, no hay casi ninguna otra solución que un
relámpago protector. Para impactos de rayos indirectos, hay varias soluciones para
disminuir el riesgo de destrucción de los componentes de la instalación PV. Por ejemplo, el
cableado de los módulos fotovoltaicos se pueden hacer de tal manera con el fin de
disminuir la superficie de los bucles (Figure15), reduciendo el campo eléctrico inducido en
el circuito por la fuerte variación magnética causada por el amperaje de un flash de golpear
la tierra en las proximidades.
Figura 14: Ejemplos de cuatro módulos de cableado.
C.C. caja de conexiones
Un campo del PV generalmente está compuesto por módulos fotovoltaicos cableados en
serie entre ellos, creando cadenas. Esto se hace para llegar a un voltaje lo suficientemente
alto. Cuando se haya alcanzado la tensión deseada, cadenas múltiples se pueden conectar
en paralelo (siempre y cuando su voltaje es el mismo), preservando el voltaje y aumentando
el amperaje (principio básico de la electricidad). Dimensionado requiere adaptación a través
de un arreglo pensativo de los módulos FV en serie y paralelo a la superficie disponible (en
un techo, por ejemplo), pero sobre todo en el voltaje y la intensidad actual y las
especificaciones del inversor.
Entre el campo del PV y el invertidor (s), una caja de empalme se utiliza para conectar las
cadenas de módulos en paralelo entre ellos. La caja también incluye los componentes de
protección, como el pararrayos, fusibles, interruptores de CC, etc..
Figura 15: Ejemplo de una caja con cuatro
cadenas en paralelo, dos pararrayos y un
interruptor.
Inversores fotovoltaicos
C.C. a los inversores de AC utilizados por PV campo convertir electricidad de la C.C. que
genera el campo PV a la CA, compatible en cuanto a el voltajea y la frecuencia con la red.
El símbolo eléctrico del inversor es:
Varios tipos de inversores:
Figura 16: Inversores para campos de PV (fuente: SMA)
Inversores para campos de PV (Figura 17) se utilizan típicamente para grandes instalaciones
fotovoltaicas en el suelo o en soportes, con varios cientos o miles de kWc. Su AC salida
generalmente es trifásico y el voltaje DC de entrada es hasta algunos cientos voltios.
Figura 17: Inversor para instalaciones fotovoltaicas (fuente: SMA)
Inversores para instalaciones fotovoltaicas (Figura 18) se utilizan en proyectos de tamaño
pequeño o medio. Son clasificados de algunos kWc hasta unos pocos cientos de kWc. El
inversor puede conectarse a una o varias cadenas de módulos fotovoltaicos, dependiendo
del modelo y el tamaño de la instalación.
Su voltaje DC de entrada generalmente es clasificado para unos pocos cientos de voltios,
mientras que la salida de la CA puede ser solo o trifásico.
Figura 18: Micro inversor.
El micro inversor (Figura 19) está conectado a uno o hasta unos pocos módulos PV. Estos
inversores no son clasificados por más que algunos cientos vatios, mientras que su voltaje
de entrada no suele ser superior a unas decenas de voltios. La salida AC es monofásico.
Debido a la baja entrada de voltaje DC, estos inversores son interesantes debido a su
seguridad y pueden ser utilizados por pequeños, medianos o incluso grandes campos
fotovoltaicos.
Todo tipo de inversores tienen en común la búsqueda del punto de operación de capacidad
máxima (MPPT-punto de energía máximo que sigue), una eficiencia de conversión de DC a
AC de sobre
95% y desconexión automática si no se detectan voltaje AC de la red (estándar VDE01261-1)
para evitar la electrocución de los trabajadores en casos de mantenimiento de la red.
Principio de funcionamiento de un inversor PV:
El propósito del inversor es convertir la salida eléctrica generada por el campo de PV para
una salida de CA compatible con la red. Para ello, el sistema MPPT busca el punto de
funcionamiento donde la potencia es máxima desde todos los puntos posibles de operación
(voltaje de CC) en la salida del campo de PV. Entonces un segundo sistema electrónico, el
convertidor convierte la tensión DC en AC, compatible en términos de magnitud y fase con
la de la red. Eficiencia del inversor depende de qué tan bien pueden coincidir con el voltaje,
frecuencia y fase de la red, como la porción de la energía inyectada a la red para la energía
producida del campo PV determina las pérdidas eléctricas en el inversor. La electrónica del
inversor PV también debe tener en cuenta las normas de seguridad, como la desconexión
de la red en caso de ausencia temporal del voltaje de CA, o evitar la inserción de armónicos
a la red que puede perturbar el funcionamiento de aparatos eléctricos sensibles. Parte de la
retroalimentación del rendimiento de una instalación PV también puede estar seguro por el
inversor, por grabación o a un servidor de reenvío la información del funcionamiento.
Características eléctricas de un inversor fotovoltaico:
Los inversores fotovoltaicos tienen características eléctricas que debe consultarse para su
correcto funcionamiento (Figura 20). Las principales características son:
En el lado de DC (entrada):
• Entrada de capacidad máxima: máxima Pen vatios
• La entrada de voltaje máximo: V máximoen voltios
• Gama de voltaje de operación de entrada del MMPT: de min de mppt de V a Vmppt max • Entrada de
intensidad máxima: máximaen amperio
En el lado AC (salida):
• Máxima potencia de salida: Phacia fuera en vatios
• Típico y el rango de salida: VCA tipo, de VCA min VCA máximo
• Intensidad de salida máxima: ICA max
• Rendimiento de conversión a la salida nominal
Figura 19: Ejemplo fotovoltaica Inversor y su característica (fuente: SMA)
Salida estándar europea de un inversor:
El inversor consume una pequeña parte de la energía eléctrica generada por el campo del
PV (o de la red en la noche), induciendo la pérdida. La salida de un inversor se define
generalmente en el 100% de su potencia nominal. Sin embargo, como irradiación solar
durante el día varía considerablemente, la producción eléctrica del campo PV variará por
consiguiente y, en última instancia, la toma de corriente de operación del inversor PV
también varía de cero (de noche) a un valor cercano a su potencia nominal en las mejores
condiciones de irradiación solar (si se dimensiona correctamente). Para calcular la
producción eléctrica de una instalación PV en una manera más realista, una potencia media
Europea se definió según distintos puntos de funcionamiento con un coeficiente para cada
uno de estos puntos de operación.
Esta salida Europea se definió según la fórmula que encontró en la figura 21.
Figura 20: Europeo estandarizado de salida de un inversor.
Seguridad y el nivel de los inversores fotovoltaicos:
Los inversores fotovoltaicos deben cumplir con varios estándares, la más importante sin
duda es el VDE0126 estándar que obliga a la disociación del inversor cuando no hay tensión
de red. De hecho, si un trabajador localmente desconecta parte de la red para
intervenciones o reparaciones, es imprescindible que el inversor detiene la inyección de
electricidad para evitar electrocutar a los trabajadores de mantenimiento.
Figura 21: Las condiciones impuestas por VDE0126 estándar para
Francia. Estas condiciones pueden variar ligeramente de un país a
otro.
Componentes adicionales en el lado AC de instalaciones fotovoltaicas
Caja de la lateral del red con los componentes de protección:
(C15-100 estándar para Francia, lado de consumidor)
Figura 22: De la caja de lado de red con los componentes de protección.
En este cuadro, encontramos componentes como interruptores diferenciales (generalmente
nominal de 30 mA) relámpago detención interruptores, desconecta los interruptores (Figura
24).
Figura 23: Disyuntor diferencial (30 mA) interruptor de
detención de relámpago, desconecta el interruptor.
Es importante colocar una etiqueta descriptiva que indica la conexión de una instalación
fotovoltaica dentro de la caja eléctrica, lado de la red, para indicar un peligro potencial a un
técnico (Figura 25).
Figura 24: Etiqueta descriptiva que indica la conexión de una instalación fotovoltaica
Medidores eléctricos y el disyuntor de red lateral:
(Estándar de C14-100 en Francia, lado del distribuidor de la red)
La producción de electricidad fotovoltaica debe canalizarse a través de un medidor eléctrico
para permitir una facturación de la energía eléctrica inyectada en la red, al igual que el
consumo de electricidad por un individuo. Estos elementos, junto con los dispositivos de
protección como el disyuntor diferencial, de medición generalmente se instalan dentro de la
propiedad pero pertenecen a la empresa de distribución de energía eléctrica.
Figura 25: Ejemplo de un medidor eléctrico y el interruptor diferencial
El medidor eléctrico permite el recuento de los kWh producidos por las instalaciones
fotovoltaicas que se inyectaron en la red, como se muestra en la figura 27:
Figura 26: Conexión de dos contadores eléctricos.
Generalmente, un segundo metro eléctrico se pone en serie, pero si estuviera conectado,
para un medidor kWh eléctricos que puede ser potencialmente consumida de la red (por
los inversores durante la noche, por ejemplo). Desde la configuración mencionada, un
consumidor de energía eléctrica puede conectarse y consumir energía eléctrica local. En
este caso, parte de la producción fotovoltaica será la que consume, mientras que el
superávit será inyectado a la red (Figura 28).
Figura 27: conexión de medidor eléctrico doble (uno mismo-consumidora setup).
Cabe señalar que para saber la cantidad de energía fotovoltaica auto consumida, es
necesario añadir otro medidor eléctrico en serie para la instalación fotovoltaica. Este
medidor no es esencial para la distribuidora de energía eléctrica, sólo permite al usuario
conocer el consumo de energía eléctrica que proporciona la instalación fotovoltaica.
En el caso donde el productor de electricidad fotovoltaica desea inyectar toda la producción
en la red eléctrica (en el caso de un acuerdo de tarifa ventajosa), es necesario tener una
segunda conexión de red eléctrica para el consumo de electricidad de la red eléctrica
(Figura 29).
Figura 29: configuración de red para la inyección
Dimensionado o cálculo de la producción fotovoltaica
Dependiendo del caso y el propósito de la instalación PV, el diseñador puede evaluar o bien
la producción eléctrica de la instalación fotovoltaica o un tamaño de la instalación de
acuerdo con ciertos requisitos de energía. Muy a menudo, especialmente con instalaciones
fotovoltaicas que se conectarán a la red eléctrica, la potencia máxima Pc de la instalación
está limitada por las condiciones externas, tales como, por ejemplo, la superficie de
instalación disponible. En este caso, la potencia máxima Pc de la instalación PV se conoce y
la producción anual de electricidad es lo que debe evaluarse. Para ello, es esencial poseer
información sobre la irradiación promedio anual en las proximidades de las instalaciones
fotovoltaicas y para calcular la inclinación óptima y orientación de los paneles fotovoltaicos.
Los datos típicos necesarios para el dimensionado de instalaciones fotovoltaicas están la
irradiación global anual (IGPan) en el plano horizontal. Software, como Meteonorm, puede
determinar este valor para cualquier sitio del mundo con justa precisión, para cualquier
instalación dada la inclinación y orientación. También hay datos sin recursos, como el PVGIS
(http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/), que calcula y ofrecer dichos datos para casi cualquier
posición en Europa, África y Asia mediante el uso de mapas climáticos (Figura 30).
Figura 30: ejemplo de salida PVGIS para el sitio de INES en Le Bourget du Lac en Francia
El valor de la irradiación global anual promedio en un plano con una inclinación de 30° hacia
el sur es de 3,98 kWh/m² por día (PVGIS clásico de BDD), que es una irradiación global
recibida por los módulos igual a:
MeGPan = 365 × 3.98 = 1452 kWh/m² al año.
La tercera figura da datos importantes de la relación de rendimiento (PR). El PR representa
la totalidad de las pérdidas eléctricas, que incluyen las pérdidas de efecto Joule en los
cables (~ 1%), las pérdidas del inversor PV (~ 5%) y, más importante aún, las pérdidas
ocasionadas por el aumento de la temperatura de los módulos FV bajo resplandor solar (~
10 a ~ 15%).
Diferentes tipos de instalaciones afectan la aireación de los módulos PV y, en parte, su
temperatura de funcionamiento bajo irradiación solar. Por ejemplo, módulos fotovoltaicos
sobre cubierta tienen temperaturas de funcionamiento de instalaciones en el suelo sobre
soportes. Dependiendo de la ubicación de la instalación y el tipo de montaje,
empíricamente se ha estimado que el PR está cerca de los siguientes valores:
Bien ventilada la instalación (por ejemplo, PV en el terreno) PR = 0.8
Bastante mal ventilado (por ejemplo súper instalado en el techo): PR = 0.75
Mal ventilado (por ejemplo, completamente integrado en techo): PR = 0.70
De estas tres figuras, Pc, teGPan y PR, la producción anual de electricidad Eun de una
instalación PV puede ser evaluada:
Euna (en kWh por año) = Pc (Wc) × I ×GPan (en kWh/m² al año) PR (adimensional)
Esta fórmula no parece ser homogénea pero debe notarse que el maximo de potencia P c
expresa la salida eléctrica de un módulo bajo una radiación de 1000W/m 2 y no es una
unidad del SI. Como meGPan expresa la irradiación solar anual en kWh/m2, se puede suponer
que muestra el número de horas que los módulos operarán bajo un teórico de la irradiación
de 1000W/m2. En otras palabras, la instalación PV funcionará este número de horas en su
calificación delc de P.
Observaciones:
1) La relación PR representa el cociente de la salida eléctrica de la instalación, o la
energía eléctrica que se suministra a la red (Ea) dividido por la teórica energía
eléctrica producida por la instalación de PV (que es Pc × IGPan)
2) La salida de conversión de energía se calcula a través de la potencia maxima P c, que
depende de la superficie y la salida de los módulos fotovoltaicos en condiciones STC
(STC para condiciones de prueba estándar, es decir, una radiación de 1000W/m²,
temperatura de 25 ° C y un espectro solar AM1.5)
3) La fórmula anterior es útil sólo si la salida de energía eléctrica de la instalación PV es
una función lineal de la irradiación, que no es completamente cierto en condiciones
reales, pero es suficiente para una evaluación rápida. Para obtener mejor precisión
en la energía fotovoltaica producida, es necesario utilizar un software de simulación,
como PVsyst o PVSOL que tendrá en cuenta esta no linealidad.
Del mismo modo, es posible modificar esta fórmula para otros intervalos, como un mes o un
día (de energía):
EM (en kWh por mes) = Pc (Wc) × ×GPm (en kWh/m² al mes) me PR (adimensional) Ej
(en kWh / día) = Pc (Wc) × I ×GPd (en kWh/m² por día) PR (adimensional)
Asimismo, es posible escribir esta fórmula para un momento t, por lo tanto el
funcionamiento potencia Pe del resplandor IGP (que es en W/m²):
Pe (kW) = Pc (Wc) × IGP (en kW/m ²) × PR (adimensional)
O Pe (W) = Pc (Wc) × IGP (en W/m²) × PR (adimensional)
Ejemplo de dimensionamiento de evaluación
Anteriormente, para el sitio de INES en Le Bourget du Lac, se calculó la irradiación global
sobre un plano inclinado de 30° hacia el sur. YoGPan = 1452 kWh/m² al año (equivalente a
1,452 horas con una irradiación solar de 1 kW/m²). Para una instalación fotovoltaica con
una potencia maxima de Pc = 3 kWc (superficie de 30 m² y un 10% las pérdidas de
conversión de energía), con la instalación integrada en el techo y la relación considerada
igual a 0.7.
La producción anual fotovoltaica Eun Estimada es:
Eun = 1.452 × 3 × 0.70 = 3.049 kWh
Observación:
1) El consumo promedio de electricidad específica (sin ni calefacción ni agua caliente) de
una casa en Francia es aproximadamente 3000 kWh por año, más o menos equivalente a la
producción eléctrica de una instalación fotovoltaica de 3 kWc.
2) El factor de carga (número de horas a potencia nominal de la instalación, de
funcionamiento, por tanto, el pico de potencia) es 3049 kWh/3 kW = 1016 horas. Este factor
de carga depende de muchos parámetros, el principal siendo la irradiación solar. Varía de
800 horas en norte de Europa a 1500 horas en el sur de Europa. El factor de carga es menor
comparado con el del viento, aproximadamente 2000 horas y el de las centrales nucleares,
aproximadamente 7000 horas. El factor de carga es la mejor, más cerca la producción de
electricidad es el pico de salida instalado. Los factores de carga mencionados anteriormente
para las instalaciones fotovoltaicas no son favorables para su rentabilidad económica, que
indica que la inversión inicial por unidad de energía tendrá que ser baja para seguir siendo
competitivas.
Estudio de compatibilidad entre el campo fotovoltaico y el inversor
El dimensionamiento de una instalación fotovoltaica generalmente comienza estableciendo
un cierto número de módulos fotovoltaicos en los soportes de apoyo (azotea o sitio en el
suelo o la estructura del edificio) con una cierta inclinación y orientación. Este proceso va a
determinar el número de módulos fotovoltaicos a utilizar, según el área disponible, pero
también revelan las distintas configuraciones de cableado posible de los módulos (número
de módulos por cadena) y número de cuerdas. El número de módulos fotovoltaicos por
cadena y el número de cuerdas de la condición la salida eléctrica, pero también el voltaje y
la corriente en la salida de la instalación fotovoltaica. Parámetros externos, tales como la
irradiación solar y la temperatura ambiente, deben tenerse en cuenta. El inversor conectado
con el campo fotovoltaico tiene funcionamiento de gamas de entrada y salida voltaje,
corriente y potencia, todo lo cual tendrá que ser compatible con la producción eléctrica del
campo fotovoltaico y las especificaciones de la red de carga.
Compatibilidad en el poder:
Debido a que la irradiación solar en las latitudes europeas va hasta aproximadamente 1000
W/m² y la relación general es de 0.8, potencia del inversor se selecciona generalmente a
caer entre 80% y 100% de la máxima de potencia del campo fotovoltaico. Para idealmente
estimar correctamente la potencia del inversor, el gráfico de barras de potencia en la salida
del campo fotovoltaico es necesario. Este gráfico de barras puede ser simulado por software
especializado, como PVsyst.
Examinemos dos ejemplos:
Ejemplo 1. La figura 31 muestra el gráfico de barras de energía de un campo de c PV kW 3.18,
orientadas al sur en una inclinación de 30 °, en Ginebra (Suiza).
Figura 31 diagrama de barras de un campo de 3.18 kWc PV, hacia el sur en una inclinación de
30°, en Ginebra (Suiza) de la energía.
Si el dimensionamiento del inversor es igual al 80% de la máxima energía del campo, que es
2,55 kW, el histograma muestra que la planta está bajo dimensiones porque el poder del
campo entre 2,55 kW y 3 kW no se utiliza completamente. Sería más sensato elegir un
inversor de 3 kW o 3.2 kW (cerca del 100% del pico de energía de este campo).
Ejemplo 2. Figura 32 se muestra el gráfico de barras de energía de un campo de c PV kW
3.18, orientadas al sur en una inclinación de 90 °, en Ginebra (Suiza).
Figura 32: Poder gráfico de barras de un campo de 3.18 kWc PV, hacia el sur
en una inclinación de 90°, en Ginebra (Suiza).
Si el dimensionamiento del inversor es igual a 100% de la máxima energía del campo, es
decir 3,2 kW, puede verse en la Figura 32 que la planta es sobredimensionada porque el
campo no entrega ningún poder entre 2,5 kW y 3.2 kW. Hubiera sido más sensato elegir un
inversor de 2.4 a 2.5 kW que es capaz de aprovechar el campo completo de salida.
Por lo tanto, lo ideal es conocer el gráfico de barras de energía, pero no siempre es posible.
Generalmente, un invertido igual a 80% del máximo de corriente de campo se utiliza
cuando las condiciones de inclinación y orientación son desfavorable (orientación vertical,
oriental u occidental), las temperaturas promedio son bastante altas y existen en pobres
condiciones de irradiación solar, como en el centro de la ciudad (contaminación) o en la
costa. Del mismo modo, inversores nominal al 100% de la máxima potencia de campo son
seleccionados cuando son favorables las condiciones de inclinación y orientación, las
temperaturas ambiente medias son bajas y son condiciones de buena irradiación solar,
como en el campo. Es preciso quizás sobre- dimensionar un inversor en lugares donde el
cielo es muy claro, como el alto de las montañas (menor densidad de la atmósfera, menos
contaminación, baja temperatura y un alto albedo).
Compatibilidad en la intensidad de corriente:
La irradiación solar de un cielo despejado es de aproximadamente 800 a 900 W/m², pero
bajo ciertas condiciones con un fuerte resplandor directo y un cielo cubierto de nubes
blancas (difusión importante), el resplandor solar puede alcanzar los 1300 W/m² durante
unos minutos algunas veces al año. Aunque eso no es perjudicial para el inversor si dispone
de protección contra sobre corriente, se recomienda tener un margen de seguridad en la
intensidad de corriente máxima aceptable del inversor (atención a los fusibles de protección
que también tienen que ser sobre dimensionados para evitar tener que cambiarlas
demasiado a menudo. Generalmente, lo ideal es tener un margen de 30% (según
recomendaciones legislativas del país) en comparación con las condiciones de operación del
STC de los módulos fotovoltaicos.
Compatibilidad de voltaje sin carga:
Sin ningún voltaje de red, el inversor se desconecta y por lo tanto la intensidad de corriente
es cero. Sin embargo, el inversor sigue conectado con el campo del PV, donde ahora el
voltaje es la más alta posible. El peor caso el máximo voltaje en la entrada del inversor debe
tener en cuenta que la irradiación solar puede llegar hasta 1300 W/m². Este voltaje debe
seguir siendo inferior al voltaje máximo aceptable por el inversor, o se corre el riesgo de
dañarlo. Esta es una de las principales causas de las averías de los inversores, especialmente
cuando el alto voltaje sin carga no ha sido comprobado en las instalaciones de la montaña).
Por esa razón, se recomienda tener un margen de seguridad en la máxima tensión,
idealmente 15% en comparación con los módulos fotovoltaicos condiciones STC (según las
recomendaciones legislativas de países).
Los módulos fotovoltaicos suelen tienen un voltaje máximo de operación, a menudo cerca
de 1000 voltios (verificar las características de los módulos fotovoltaicos). Este valor permite
para calcular cuántos módulos es posible poner en una sola cadena serial.
Compatibilidad de voltaje de funcionamiento:
En funcionamiento, el inversor ajusta el punto de funcionamiento en los límites del campo
fotovoltaico para buscar el punto donde la potencia es máxima (MPPT), seleccionar la mejor
pareja posible del voltaje y la intensidad de la corriente. El par seleccionado varía en
función de la luminosidad solar y la temperatura de la célula de los módulos fotovoltaicos.
La intensidad de corriente en funcionamiento varía entre cero y el máximo, mientras que la
tensión variará entre un valor depvmin U (tan pronto como la irradiancia alcanza algunas
decenas de W/m²) y un valor máximo depvmax U (para una irradiación fuerte). Buena
compatibilidad entre el campo fotovoltaico y el inversor, estos valores de dos tensión deben
estar dentro de la Vmppt-min y voltaje demppt-max V del inversor fotovoltaico (véase las
características eléctricas del inversor).
Software como PVsyst o PVSOL permiten simular todos los puntos de operación de la
tensión, intensidad de corriente (y, así, poder) más de un año. La salida puede ser por hora,
utilizando un archivo de medio tiempo, lo que permite para verificar la compatibilidad entre
el campo del PV y el inversor fotovoltaico.
Para un resumen podéis consultar, es posible tomar las siguientes condiciones:
Vmppt-min inversor < 80% de la tensión típica de la STC del campo PV
Vmppt-max inversor > 115% de la tensión típica de la STC del campo PV
Explicación: el 80% de voltaje STC típico del campo PV representa el voltaje del campo del
PV para una luminosidad de 100 W/m² (para un campo de PV cristalino de silicio) y 130% de
la tensión típica de la STC del campo PV representa el voltaje del campo del PV para una
luminosidad de 1300 W/m² (para un campo de PV cristalino de silicio).
Ejemplo de dimensionamiento de una instalación fotovoltaica pequeña
Vamos a suponer que tenemos un techo sobre el cual queremos instalar módulos
fotovoltaicos. Ocho Módulos Photowatt PW2350-235 (Figura 33) pueden caber en el techo.
Figura 33: características de módulo de Photowatt PW2350-235.
Estos ocho módulos fotovoltaicos están conectados a un inversor SMA Sunny Boy 1700
(Figura 34).
Figura 34: Características de inversor SMA Sunny Boy 1700
Al elegir un cableado de dos cadenas en paralelo con cuatro módulos en serie por cadena al
inversor (Figura 35), vamos a ver si esta combinación es compatible o no.
Figura 35: dos cadenas en paralelo con cuatro módulos en serie por cadena conexión a un
inversor.
Comprobemos los puntos:
Control de potencia:
La instalación fotovoltaica incluye ocho Photowatt PW2350 - módulos de 235Wc, por lo que
la potencia máxima total es de 1880 Wc. El inversor SMA Sunny Boy 1700 tiene una potencia
máxima de entrada de 1850 vatios.
La energía de inversor/campo de cociente es igual a 0,98, es entre 0.8 y 1 (adaptado para un
campo fotovoltaico en buenas condiciones, típicamente inclinado a 30° y dirigido hacia el
sur).
Por lo tanto, la selección es aceptable en términos de poder.
Hora actual de intensidad:
La salida de amperaje de la instalación PV en el peor caso es igual a la intensidad típica
(condiciones STC) multiplicado por dos (porque hay dos cadenas en paralelo) y otra vez
multiplicado por 1.3 (suponiendo una luminosidad de 1300 W/m²). Esto es igual a 7.86 A ×
1.3 × 2 =
20.43 A. La entrada de corriente máxima del convertidor es de 12.6 A, que es menor que la
corriente producida por el campo fotovoltaico. Por lo tanto hay un problema con la
intensidad de corriente.
Verificación de tensión:
El voltaje sin carga de un módulo es 37,2 V (condiciones STC). Con un resplandor de
1300W/m², este voltaje sin carga es 37.2 V × 1,15 = 42.78 V. sabiendo que la tensión
máxima del circuito no puede exceder 1000 VDC, por lo tanto 1000 V V/42.78 = 23.37, para
que podamos tener una máxima kf 23 módulos en serie. En nuestro caso, contamos con
cuatro módulos en serie.
Con cuatro módulos fotovoltaicos en serie, la tensión máxima del campo fotovoltaico es
37.2 V × 1,15 × 4 = 171.12 V. Este valor es menor que el voltaje máximo de entrada del
inversor que es 400V. Por lo tanto, el voltaje máximo no hay tensión de carga es bueno.
Comprobación del funcionamiento (punto de MPPT) voltaje típico:
El voltaje típico (no MPPT) de un módulo es 29.9V (condiciones el STC). Con cuatro módulos
fotovoltaicos en serie y un resplandor varía de 100 W/m² a 1.300 W/m², la tensión bajo la
operación del campo fotovoltaico varía de 29.9V × 4 × 0.8 = 95.68 V a 29.9 × 4 × 1,15 =
137.54 V. Como el rango de funcionamiento del convertidor varía entre 147V con 320V, la
tensión de salida del campo fotovoltaico es demasiado baja para el inversor. Por lo tanto,
hay un problema con el voltaje de la operación MPPT.
Para concluir este ejemplo de cableado en paralelo dos secuencias de cuatro módulos y
conectarlos a un determinado inversor SMA, esta combinación no es compatible. La tensión
es demasiado baja y la corriente demasiado alta. Una solución sería buscar otro inversor o
para cambiar el tipo de los módulos fotovoltaicos, pero una solución obvia sería cambiar el
cableado de dos secuencias de cuatro módulos en una sola cadena de ocho módulos en
serie, aumentando el voltaje y reduciendo la corriente de salida del campo PV. Debemos
investigar si esta asociación es compatible.
Control de potencia:
Lo mismo que antes. Así, la selección es aceptable en términos de poder.
Hora actual de intensidad:
La salida de amperaje de la instalación PV en el peor caso es igual a la intensidad típica (STC
condiciones y únicamente una sola cuerda) multiplicada por 1.3 (resplandor de 1300
W/m²), que es 7.86 x 1.3 = 10.21 a. La corriente de entrada del inversor es de 12.6 A, que es
mayor que la corriente producida por el campo fotovoltaico. Así, la intensidad de corriente
está bien.
Verificación de tensión:
El voltaje sin carga de un módulo es 37,2 V (condiciones STC). Con un resplandor de
1300W/m², este voltaje sin carga es 37.2 V × 1,15 = 42.78 V. sabiendo que la tensión
máxima del circuito no puede exceder 1000V DC, por lo tanto 1000 V V/42.78 = 23.37, para
que podamos tener una máxima kf 23 módulos en serie. En nuestro caso, tenemos sólo
ocho módulos en serie.
Con ocho módulos fotovoltaicos en serie, la máxima sin carga voltaje de la fotovoltaica
campo es 37.2V × 1,15 × 8 = 342.24 V. Este valor es menor que el voltaje máximo de entrada
del inversor que es 400V. Por lo tanto, la tensión máxima no hay tensión de carga es
bueno.
Comprobación del funcionamiento (punto de MPPT) voltaje típico:
El voltaje típico (no MPPT) de un módulo es 29.9V (condiciones el STC). Con ocho módulos
fotovoltaicos en serie y un resplandor varía de 100 W/m² a 1300 W/m², la tensión bajo la
operación del campo fotovoltaico varía de 29.9V × 8 × 0.8 = 191.36 V a 29.9 × 8 × 1,15 =
275.08V. Como el rango de funcionamiento del convertidor varía entre 147V con 320V, la
tensión de salida del campo fotovoltaico es compatible con el inversor. Por lo tanto, no hay
ningún problema con el voltaje de la operación MPPT.
Por lo tanto, con el cableado de los ocho Módulos Photowatt 2350 - 235 de serie en la
entrada de un inversor SMA Sunny Boy 1700, esta configuración es compatible.
El punto más importante a controlar es no exceder la tensión máxima en la entrada del
inversor, ya puede ser destructiva para el inversor. Para los otros casos, generalmente el
riesgo es solamente tener una producción menor que el previsto.
En este ejemplo, en comparación con el punto de funcionamiento en condiciones STC
(irradiación de 1000 W/m², espectro AM1.5 y temperatura de 25° C), la intensidad máxima
se toma con un factor de 1.3, la tensión máxima se toma con un factor de 1.15 y el voltaje
mínimo con un factor de 0.8. Estos factores son relativamente arbitrarios pero permite
simplificar el estudio. Para diferentes estudios, estas variaciones se calculan mediante el uso
de los coeficientes de temperatura de Módulo fotovoltáico y variando la temperatura (por
ejemplo, de 0° C a 70° C). Este método da resultados bastante similares a los factores
descritos antes. Por otra parte, un ingeniero experimentado debe poder realista adaptar
estos factores para varias condiciones, tales como un desierto o el paisaje de montaña con
temperaturas extremas y radianzas.
Para la comprobación de la compatibilidad entre el campo del PV y el inversor, inversor
fabricantes proporcionan a menudo software libre...
Figura 36: Campo del PV a compatibilidad del inversor comprobar software (fuente:
software de SMA Sunny Design)
Bibliografía
Weiss, Johnny. "Photovoltaics Design and Installation Manual." (2007): 52-54.
Balfour, John R., and Michael Shaw. Advanced photovoltaic system design. Jones & Bartlett Publishers, 2011. .