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Fotovoltaica Aislada

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Tema 5 Fotovoltaica aislada

Índice 5.1. La fotovoltaica aislada de la red .......................................................................3

5.2. Sistemas aislados ..............................................................................................4

5.3. Generadores de los sistemas aislados.............................................................7

5.3.1. Soportes de los paneles.................................................................................9

5.4. Potencia de generación ...................................................................................10

5.4.1. Funcionamiento de las baterías ...................................................................17

5.4.2. Características de las baterías.....................................................................22

5.4.3. Proceso de gasificación ...............................................................................26

5.4.4. Proceso de estratificación ............................................................................28

5.4.5. Proceso de corrosión ...................................................................................29

5.4.6. Proceso de sulfatación.................................................................................30

5.4.7. Influencia de la temperatura.........................................................................31

5.4.8. Características de las baterías fotovoltaicas ................................................32

5.5. Reguladores de carga ......................................................................................37

5.6. Inversores DC/AC .............................................................................................47

5.7. Convertidores DC/DC.......................................................................................53

5.8. Equipos eléctricos............................................................................................57

5.9. Instalación eléctrica .........................................................................................60

5.10. Dimensionado del generador fotovoltaico ...................................................63

5.10.1. Datos de entrada........................................................................................65

5.10.2. Demanda eléctrica .....................................................................................68

5.10.3. Diseño del generador fotovoltaico..............................................................69

5.10.4. Potencia del generador fotovoltaico ...........................................................70

5.10.5. Configuración del generador......................................................................71

5.10.6. Dimensionado de la bateria .......................................................................72

5.11. Ejemplo de cálculos .......................................................................................77

5.12. Instalación del sistema fotovoltaico .............................................................87

5.13. Mantenimiento del sistema fotovoltaico.......................................................89

5.14. Fiabilidad de las instalaciones ......................................................................89

5.15. Bombeo de agua.............................................................................................97

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5.1. La fotovoltaica aislada de la red

A partir de la presentación general realizada al inicio sobre las principales

aplicaciones fotovoltaicas aisladas de la red, este tema se dedica a la

descripción técnica de los sistemas y al análisis de sus condiciones operativas.

Las aplicaciones autónomas se benefician de las principales ventajas de la

tecnología fotovoltaica y es en este campo donde mejor pueden competir con otros

sistemas de generación eléctrica.

En primer lugar, se describen los principales componentes de los sistemas

autónomos para electrificación. El generador fotovoltaico es básicamente igual a

los empleados en los sistemas conectados a red, estando su principal diferencia

en su potencia y tamaño.

Los componentes fundamentales de estas instalaciones, que no aparecen en las

conectadas a red, son el acumulador electroquímico y su respectivo controlador de

carga asociado. Por su importancia en la operación de las instalaciones resulta

apropiado dedicarle una atención especial.

Una vez la energía ha sido generada y almacenada, puede requerir su

acondicionamiento previo al consumo. Para ello se utilizan inversores DC/AC y

convertidores DC/DC.

A continuación se aborda el diseño y dimensionado de las instalaciones a partir de

las estimaciones de radiación solar del lugar y del consumo eléctrico previsto, y se

analiza su operación real sobre el terreno.

Por último se estudian las características, tecnologías y diseño de instalaciones

híbridas FV/diesel e instalaciones para bombeo de agua, dos de las aplicaciones

de mayor desarrollo actual dentro del campo fotovoltaico aislado de red.

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5.2. Sistemas aislados

Los sistemas fotovoltaicos no conectados a la red eléctrica se encargan del

suministro eléctrico de instalaciones aisladas. El conjunto formado por generación

más consumo debe ser autosuficiente y de elevada fiabilidad.

Como se analiza en la sección dedicada al diseño de los sistemas, en las

instalaciones autónomas es fundamental realizar una estimación adecuada de la

demanda energética prevista. Esto no es necesario en las aplicaciones en conexión

a red, ni siquiera en las integradas en edificios, donde el consumo propio del

edificio no influye en nada en el diseño del sistema fotovoltaico.

Cada tipo de aplicación presenta un perfil de consumo eléctrico diferente. Para

algunas de ellas es posible conocer con antelación y con bastante precisión la

demanda eléctrica a lo largo del año, bien porque su funcionamiento está

programado, bien porque existen datos de campo de instalaciones similares.

Como ejemplos significativos, se encuentran las instalaciones de telecomunicación,

de telemedida, de señalización o la iluminación pública. En estos casos basta con

conocer la potencia de los equipos y aplicar los perfiles horarios o diarios de

consumo previstos.

Existen otras aplicaciones, como los sistemas de emergencia (teléfonos, avisos,

etc.), donde el consumo es nulo o muy bajo la mayor parte del tiempo, con picos de

demanda puntuales cuando se requiere el uso del servicio. En estos casos la

batería es capaz de suministrar la potencia puntual necesaria a partir de la

energía que previamente se ha ido cargando desde el generador de forma más

lenta.

Sin embargo, en las aplicaciones de electrificación rural la estimación del consumo

previsto presenta dificultades pero, a su vez, resulta clave en el diseño de las

instalaciones y para su buena operación posterior.

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Así, las instalaciones fotovoltaicas autónomas presentan una generación

energética aleatoria y concentrada en las horas de luz.

Mientras, el consumo, ya sea conocido o no, puede ser constante a lo largo del

día, puntual o preferentemente nocturno, según la aplicación.

En el gráfico, junto a un consumo constante, se muestra el perfil típico de consumo

eléctrico doméstico, con un pico máximo nocturno y otro máximo relativo por la

mañana y al mediodía. En todo caso, el consumo no se adapta en horarios a la

generación eléctrica.

Figura 1: Perfiles de generación solar sin nubes (línea de trazos) y de

consumo eléctrico doméstico estándar y constante

La diferencia fundamental entre las instalaciones conectadas a red y las

autónomas es que éstas necesitan incorporar acumuladores de energía para

solventar la separación temporal entre generación y consumo, mientras que

aquéllas inyectan la electricidad producida en la red en el mismo instante.

En realidad, una vez asumida la necesidad del almacenamiento, no es tanto la

evolución horaria como el balance diario de energía generada y consumida lo que

determina el diseño y operación de los sistemas.

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En la figura 1, que se muestra fuera de escala a modo de ejemplo, la energía diaria

generada o consumida está representada en el área cubierta por cada curva.

En la figura 2 se muestra la configuración básica de una instalación fotovoltaica

autónoma para electrificación, con los elementos principales: generador fotovoltaico,

batería, regulador o controlador de carga y, si el consumo es en alterna, inversor.

Figura 2: Esquema de sistema fotovoltaico autónomo para suministro eléctrico.

Este esquema es general para todas las instalaciones autónomas, con la excepción

de los sistemas de bombeo de agua, en los que no se utilizan acumuladores

electroquímicos y el almacenamiento se realiza en el depósito de agua en altura.

En los sistemas híbridos existe un generador de apoyo en paralelo con el generador

fotovoltaico.

Se dedica un apartado específico a estos dos tipos de instalaciones.

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5.3. Generadores de los sistemas aislados

En temas anteriores se han descrito en detalle las características y las condiciones

operativas del generador fotovoltaico, configurado a partir de la asociación serie-

paralelo de paneles solares. Tomando como base dicha información, en este tema

únicamente se señalan las diferencias o particularidades de los generadores de los

sistemas aislados.

Al contrario que las instalaciones en conexión a red, donde los generadores cubren

potencias desde los pocos kWp hasta varias decenas de MWp, los sistemas

autónomos se encuentran en el rango de bajas potencias.

Existen desde sistemas con un único panel de 40 ó 50 Wp para consumos muy

reducidos hasta generadores de 10 kWp que suministran electricidad a centros

comunitarios, minicentrales aisladas o sistemas de bombeo, entre otras

aplicaciones.

Lo sistemas autónomos recurren al uso de paneles de potencia baja y media, entre

los 40 y los 150 Wp, mayoritariamente de tecnología de silicio cristalino. Como

se indicó en el tema anterior, la tecnología de silicio amorfo tiene una presencia

importante en el rango de las potencias más bajas, debido a su bajo coste, a

pesar de su también inferior eficiencia.

Los sistemas autónomos se configuran normalmente entre los 12 y los 48 V de

tensión nominal, dependiendo de su potencia. Esto supone la conexión en serie

de 1, 2 ó 4 paneles de 12 V nominales por rama.

Mediante la conexión de ramas en paralelo se completa la potencia requerida por

la instalación.

Al igual que se indicó para conexión a red, debe cuidarse que los paneles que

se asocien en serie presenten condiciones de corriente lo más parecida posible,

para no limitar la corriente conjunta entregada bajo insolación.

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El mercado fotovoltaico aislado, especialmente el dedicado a la electrificación rural,

es más proclive a la entrada de productos de mala calidad, ya que existen menos

controles y la adquisición de paneles se suele realizar en cantidades reducidas.

Siempre que sea posible, debe prestarse especial atención a la certificación

técnica de los equipos, verificando la potencia real y la existencia de defectos.

Una vez que el generador está operativo, se producen diversos fenómenos que

reducen su potencia respecto al valor nominal. Por una parte, como ya se estudió,

la radiación incidente habitual no son los 1.000 W/m2 definido en las CEM.

Al mismo tiempo, se produce una disminución de la eficiencia por el

calentamiento de las células. En esto no hay diferencias con otras aplicaciones, ya

que son características de células y paneles.

Otros efectos, como la incidencia no perpendicular, la suciedad o el sombreado

afectan de la misma forma sobre el funcionamiento instantáneo del panel, si bien

no en su tratamiento temporal.

Existe una importante diferencia entre un generador fotovoltaico de una instalación

en conexión a red frente a otro instalado en un sistema aislado. En la conexión a

red, la potencia de salida del generador se transmite directamente a la red, con

las pérdidas asociadas en los diversos componentes. Cualquier reducción en la

potencia generada se traduce, por tanto, en una disminución de la producción

eléctrica final y en la facturación económica.

Por el contrario, en una instalación autónoma, la potencia generada (en realidad la

diferencia entre la potencia generada y la consumida) se almacena en los

acumuladores.

Además, estos acumuladores tienen un límite de recarga, con lo que en

determinadas circunstancias resulta obligado desconectar el generador o reducir su

producción. Así pues, el aprovechamiento de un generador fotovoltaico autónomo

dista mucho de ser completo.

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En este sentido, en un sistema autónomo no resulta conveniente hablar de kWh

generados, ni de costes en €/kWh, sino más bien de potencia instalada o potencia

puesta a disposición de los usuarios, y de costes en €/Wp instalado.

5.3.1. Soportes de los paneles

En los sistemas autónomos es muy escasa, casi nula, la presencia de estructuras

con seguimiento solar. El motivo, además de que su elevado coste no se amortiza

en este tipo de instalaciones, tiene relación con lo antes expuesto.

En circunstancias de exceso de generación o escaso consumo las baterías se

encuentran llenas, con lo que no se puede cargar más y el generador debe

desconectarse. Cabe pensar entonces qué sentido tiene un costoso sistema de

seguimiento cuando una parte de la generación no puede aprovecharse.

Al estudiar el tema de radiación solar se analizó cómo se modificaban los valores de

irradiación incidente con la inclinación de los paneles. Se estudió también cómo en

latitudes como las de España las inclinaciones pequeñas (10º-20º) favorecen la

incidencia solar en verano, mientras que inclinaciones mayores (50º-60º)

benefician la operación en invierno.

Salvo en el caso de consumos muy estacionales, los problemas de falta de

suministro vendrán normalmente en invierno. Por esto, la estructura soporte

suele fijar la inclinación de los paneles autónomos en unos 10º o 20º por encima de

la latitud.

Las estructuras deben resistir las condiciones ambientales, con materiales como

acero galvanizado o aluminio.

En sistemas muy pequeños, con uno o dos paneles, éstos se pueden colocar sobre

un mástil que los eleve con el fin de evitar posibles sombreados y que les dé

seguridad frente al vandalismo.

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5.4. Potencia de generación

En instalaciones fotovoltaicas autónomas, aisladas de la red eléctrica convencional,

es necesario incluir un sistema de acumulación de energía para asegurar el

suministro eléctrico en períodos en los que la demanda de consumo supera a la

generación.

Este tipo de sistemas no son necesarios, como ya se ha estudiado, en instalaciones

conectadas a la red, donde la energía generada se inyecta directamente en ella

para ser consumida instantáneamente en otro punto cualquiera.

La potencia de generación en un sistema fotovoltaico presenta variaciones

completas diarias y un ciclado estacional, ambos factores dependientes de la

latitud del lugar. Asimismo, existe un componente aleatorio, debido a las

condiciones meteorológicas, que marca definitivamente la potencia de generación

y la energía producida en cada período de tiempo.

Junto a esto, el propio perfil de consumo en instalaciones autónomas varía en

función del número de beneficiarios de la instalación, de sus costumbres y

actividades y de sus propias necesidades. Así, en sistemas para iluminación,

radio y TV es mayor el consumo nocturno; en pequeñas aplicaciones

industriales la demanda se reparte más a lo largo del día. Son factores que, a

su vez, podrán evolucionar con el paso del tiempo.

En instalaciones destinadas a iluminación y alimentación de equipos eléctricos de

consumo se incluyen de forma mayoritaria acumuladores electroquímicos. Son de

los llamados “secundarios”, esto es, recargables, en este caso a partir de la

aportación del generador fotovoltaico.

Existen diversas tecnologías de acumuladores electroquímicos recargables en el

mercado (Pb-ácido, Ni-Cd, Ni-MH, Li-ión...), en muy diversos campos de aplicación.

La información básica de algunas de ellas queda resumida en la tabla 1.

Las características específicas de las instalaciones fotovoltaicas aisladas requieren

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una importante capacidad de acumulación, para suministrar la demanda energética

prevista y prever una reserva para varios días con baja insolación.

Al tiempo, los acumuladores deben operar con ciclados profundos a corrientes de

carga y descarga bajas y medias, esto es, actúan más como suministradoras de

energía que de potencia instantánea, al contrario que en las aplicaciones de

arranque, donde se extrae mucha corriente pero poca energía.

Por último, en este tipo de aplicaciones aisladas de la red, sobre todo en la

electrificación en zonas aisladas en países en desarrollo, un factor clave es el coste

y la disponibilidad, ya que es previsible que durante la vida de la instalación se

necesite recambiar la batería en alguna ocasión.

Tabla 1: Características básicas de baterías electroquímicas, según tecnologías.

Nota: Precio estimado para acumulador de 12 V, 100 Ah, a partir de precios unitarios.

A la vista de las características de las diferentes tecnologías de acumuladores, se

puede comprender que, a día de hoy, la práctica totalidad de las instalaciones

fotovoltaicas autónomas para aplicaciones terrestres de electrificación emplean

acumuladores de plomo-ácido, la misma tecnología de las baterías de automóvil

aunque con diferente constitución física en algunas de sus versiones.

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A lo anterior cabe sumar que las baterías de plomo-ácido aportan relativamente

bien las condiciones adversas que pueden aparecer en instalaciones fotovoltaicas

aisladas: regímenes operativos variables, descargas profundas y prolongadas,

recargas insuficientes, temperaturas elevadas, etc.

Entre las baterías de plomo-ácido existen, a su vez, diferentes categorías, entra las

que deberá decidir el proyectista del sistema dependiendo de las condiciones

operativas previstas y del presupuesto disponible.

En aplicaciones aeroespaciales, al contrario de lo que ocurre en aplicaciones

terrestres estáticas, es fundamental disponer de una elevada densidad

energética (mucha energía en poco peso y volumen), a costa de un mayor

coste de los equipos. Como ejemplo, la Estación Espacial Internacional

incorpora baterías recargables de Níquel-Hidrógeno para superar el intervalo

de sombreado de paneles por efecto del eclipse terrestre.

En esta sección nos centraremos en las baterías de plomo-acido en sus

diferentes opciones. Se puede encontrar información sobre las principales

tecnologías de acumuladores existentes, sus funciones y aplicaciones principales

en Fullea (1994) y de forma más amplia y detallada en Linden (1995).

- Batería de plomo-ácido: constitución básica

La batería de plomo-ácido es un acumulador recargable. La energía eléctrica

generada en los módulos fotovoltaicos se transforma en energía química en el

interior de las baterías, para su posterior transformación de nuevo en energía

eléctrica cuando el consumo lo requiera.

La unidad básica que compone una batería, representada en la figura 3, recibe el

nombre de "vaso" o "celda". En el caso del tipo plomo- ácido cada vaso tiene una

tensión aproximada de 2 V. A partir de esta unidad básica y en función de las

necesidades de tensión de la aplicación, se asociará en serie un número

determinado de vasos para formar lo que comúnmente se denomina batería.

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Si bien existen diferentes tipos de batería de plomo-ácido, con características

propias y más adecuadas para cada aplicación donde se requiere una acumulación

de energía, una descripción general de su estructura básica incluye los siguientes

elementos constitutivos: placas, electrolito, separadores, caja y tapones y

terminales de conexión, mostrados en el dibujo de la figura 3.

Figura 3: Dibujo de un vaso de batería de plomo-ácido.

En los electrodos o placas, positivo y negativo, es donde se producen las

reacciones químicas durante los procesos de carga y descarga. Cada placa consta

de dos partes funcionalmente bien diferenciadas: materia activa y rejillas.

Las placas se disponen de forma alterna, positiva y negativa, dentro de cada vaso,

con un terminal externo para cada polaridad y unidas entre sí las positivas por un

lado y las negativas por otro. El número de placas por vaso depende del tamaño

de la batería y del grosor de cada una de ellas.

La "materia activa" en una batería de plomo-ácido es plomo metálico (Pb)

en el electrodo negativo, con una estructura esponjosa de elevada porosidad, y

óxido de plomo (PbO2) en el electrodo positivo, estableciéndose entre ambos

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una diferencia de potencial que permite la extracción de corriente eléctrica al

cerrar externamente el circuito a través de una carga o una resistencia.

Durante el proceso de descarga de la batería, es decir, de extracción de energía,

ambos elementos se van transformando poco a poco en sulfato de plomo

(PbSO4) por reacción con el electrolito en el que se encuentran inmersos los

electrodos.

La energía extraíble de la batería depende, por tanto y como primer factor, de la

cantidad de materia activa presente en la batería, en uno y otro electrodo.

Asimismo, cuando la batería se conecta a una fuente de corriente, por ejemplo a

un módulo fotovoltaico, el aporte externo de energía activa la reacción inversa de

recarga, con la transformación del sulfato de plomo en plomo y óxido de plomo en

los electrodos negativo y positivo, respectivamente.

Figura 4: Esquema operativo básico de batería.

Esta materia activa se encuentra adherida a unas estructuras de soporte o

"rejillas", que, además de su función de sujeción, se encargan de transmitir la

corriente eléctrica entre los diversos puntos de la batería y el exterior. Las rejillas

no participan en las reacciones activas de carga y descarga, si bien pueden tener

una influencia significativa sobre el funcionamiento de la batería.

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Las rejillas están formadas por plomo (Pb) en aleación con otros elementos que le

proporcionan una resistencia mecánica acorde con su función. Así, las dos

aleaciones más comunes son las de plomo- antimonio (Pb-Sb) y plomo-calcio (Pb-

Ca).

La primera de ellas presenta como ventaja la buena adherencia de la materia

activa a la rejilla, con lo que el posible desprendimiento de material se reduce,

pudiendo someterse la batería a ciclados profundos. Como desventaja

principal está la elevada tasa de pérdida de agua por gaseo que resulta de su

utilización.

En la práctica, el uso de aleaciones con bajo contenido en antimonio (< 2%), junto

con otros elementos como el selenio en muy baja proporción (0,02%), permiten

mejorar sus propiedades.

En cuanto a las aleaciones de Pb-Ca, producen efectos opuestos a las de Pb-Sb:

por una parte reducen la pérdida de agua y, con esto, las necesidades de

mantenimiento de la batería, pero, por otra, conducen a una peor adherencia entre

la rejilla y la materia activa. Este tipo de aleaciones no son adecuadas, por tanto,

para baterías sometidas a ciclados profundos o prolongados, como es normalmente

el caso de las instaladas en sistemas fotovoltaicos.

El electrolito empleado en las baterías de plomo-ácido es una disolución de ácido

sulfúrico en agua, con una densidad aproximada de 1,24 g/cm3 en aplicaciones

fotovoltaicas (a temperaturas medias). La función básica del electrolito en

cualquier acumulador electroquímico es el transporte de iones por difusión entre los

electrodos positivo y negativo, lo que permite cerrar el circuito eléctrico que

posibilita tanto el almacenamiento como la extracción de energía.

Sin embargo, junto a esta función de transporte, y al contrario de lo que ocurre en

otro tipo de acumuladores, en las baterías de plomo- ácido el electrolito participa

además en las reacciones activas de carga y descarga en los electrodos.

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Durante la descarga, se absorbe ácido sulfúrico que reacciona con el plomo y el

óxido de plomo, formando sulfato de plomo en las placas y liberando agua al

electrolito. De esta forma, durante el proceso de descarga la densidad del electrolito

va disminuyendo.

Por el contrario, en la carga de la batería se libera sulfúrico y se consume agua,

aumentando su densidad. Por estos motivos, la densidad y volumen del

electrolito empleado debe ser suficiente para no limitar la energía extraíble de la

batería durante un proceso de descarga ni introducir una resistencia eléctrica

excesiva.

Una densidad elevada facilita el transporte de iones por difusión, pero, por el

contrario, favorece los procesos de corrosión de las placas, por lo que será

necesario establecer un compromiso entre ambos factores.

Las placas y el electrolito forman el núcleo activo de una batería, pero para

poder realizar su función con seguridad y continuidad son necesarios otros

elementos: separadores, caja y tapones y terminales de conexión.

Con el objetivo de aislar entre sí las placas de diferente polaridad e impedir de esta

forma la aparición de cortocircuitos internos, se introducen unos "separadores"

entre ellas. El material utilizado para los separadores debe presentar suficiente

resistencia mecánica, debe ser un buen aislante eléctrico y, a la vez, permitir la

difusión de a través de iones. Habitualmente se emplea polietileno.

El bloque formado por las placas y los separadores se dispone, embebido en el

electrolito, dentro de una caja. La caja de un vaso o de una batería debe tener una

completa resistencia química al contacto con el electrolito (ácido sulfúrico), una

buena resistencia mecánica ante posibles golpes y ser también aislante eléctrico.

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Para facilitar las tareas de mantenimiento de las baterías es útil emplear un

material transparente o traslúcido; de esta forma es posible observar el nivel del

electrolito sin necesidad de abrir la batería.

Los tapones deben tener la misma resistencia química que la caja al contacto con

el ácido sulfúrico. Junto a su función de cierre, se encuentran modelos que

realizan una función de recombinación de los posibles gases que se formen en el

interior, así como de limitación de sobrepresiones, para evitar accidentes.

Si bien los valores de corriente máxima en instalaciones fotovoltaicas autónomas

varían en función del tamaño de la instalación, no son, en general, comparables a

los valores suministrados por las baterías en el arranque de motores. Sin

embargo, es importante asegurar siempre una correcta conexión, para evitar

caídas de tensión excesivas y, sobre todo, posibles sobrecalentamientos o

chispazos por un mal contacto.

El cableado debe llevar un terminal adecuado para la conexión con la batería,

aunque cada tipo de batería suele tener bornas de conexión de diferente forma,

cuando sería recomendable una mayor estandarización entre los diferentes

modelos y fabricantes.

5.4.1. Funcionamiento de las baterías

Para una batería así constituida pueden definirse una serie de parámetros

funcionales que permitan su caracterización básica.

El primer dato que se suministra con cualquier batería es su "tensión nominal".

La propia constitución del acumulador, con un electrodo de Pb y otro de PbO2

conduce a una tensión entre electrodos ligeramente superior a los 2 V por vaso (en

carga completa).

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Por simplicidad se toma como tensión nominal de un vaso el valor exacto de 2 V.

En realidad, la tensión en circuito abierto de la batería depende también de la

densidad del electrolito que baña los electrodos.

Como ya se ha señalado, a partir de un vaso y en función de la tensión requerida

en el sistema, se realiza la conexión en serie de tantos elementos de 2 V como sea

necesario hasta alcanzar dicha tensión.

Las aplicaciones a 12 V requieren de la conexión en serie de 6 vasos individuales.

En este caso, por su utilización extensiva, estos 6 vasos en serie ya forman un

conjunto en una caja monobloque, con conexiones internas entre vasos, y

terminales externos únicos, positivo y negativo, como en la batería de automóvil

común y sus variantes.

Figura 5: Ejemplos de vaso de batería de 2 V (izq.) y batería monobloque de 12 V,

de menor capacidad de acumulación (dcha.)

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La tensión nominal de una batería no debe confundirse con la "tensión de

trabajo" o "tensión en operación", VB, que corresponde a la tensión real medida

entre los terminales positivo y negativo de la batería en cualquier condición

operativa.

La tensión entre terminales externos tiene en cuenta la influencia sobre la

tensión del propio estado de la batería y también el efecto resistivo del paso de

corriente, IB, por su interior.

Junto al valor de tensión nominal, el siguiente parámetro fundamental en la

especificación de una batería es la energía máxima almacenable en su interior, esto

es, su "capacidad nominal", CB,NOM.

La capacidad de un vaso o de una batería se expresa habitualmente en unidades

de amperios-hora, en lugar de en watios-hora como sería lógico, completando la

información con la propia tensión nominal.

Sin embargo, para que el dato de capacidad nominal de una batería esté

realmente completo es necesario indicar en qué condiciones se ha obtenido dicha

energía, esto es, a qué corriente de descarga, o más comúnmente, en cuántas

horas. Es el denominado "régimen de descarga".

En aplicaciones fotovoltaicas se encuentran especificaciones de descargas en 5,

10, 20 ó 100 horas que conducen a valores de capacidad referidos como C5, C10,

C20 o C100. Siguiendo esta nomenclatura, la corriente de descarga, IB, que a

su vez es cociente entre la capacidad y el número de horas que dura la descarga

completa, suele acompañarse del régimen asociado: I5, I10, I20 o I100,

expresando su valor en amperios.

Lógicamente, la capacidad nominal debe confirmarse con la capacidad real, CB, la

energía total que realmente puede almacenar la batería. Suponemos, por ahora,

que el producto adquirido cumple con lo especificado y que la capacidad real

coincide con la nominal.

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Para una batería ya en operación, se define el "estado de carga" (state of charge,

SOC, en inglés) como la relación entre la energía almacenada en la batería

respecto a la energía total que permite almacenar, esto es, su capacidad. Así pues,

Una batería completamente llena está al 100% de estado de carga (SOC=1),

mientras que una batería con estado de carga cero no podrá suministrar energía

sin antes recargarla. Sin embargo, en la práctica se introducen ciertas limitaciones

en la descarga de las baterías.

Se define en este punto un término complementario del estado de carga, la

"profundidad de descarga", PD:

PD = 1 - SOC

Partiendo de este término, se denomina "profundidad de descarga máxima",

PDmax, a la máxima descarga que la batería debería experimentar durante su

operación bajo ciclado. Al someter a la batería a descargas fuertes se producen

en su interior diversos fenómenos de degradación, con pérdida de capacidad y

reducción de su tiempo de vida.

Los propios fabricantes establecen límites al valor de PDmax en las

recomendaciones de sus baterías, pero es el propio sistema, a través del regulador

o controlador de carga, el que debe evitar superar el valor máximo recomendado

de profundidad de descarga.

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En estas condiciones, la energía realmente aprovechable de una batería instalada

en un sistema fotovoltaico no queda reflejada por la capacidad nominal, sino que

hay que tener en cuenta qué proporción máxima se puede extraer para asegurar su

duración prolongada. Así, la "capacidad útil", CB,ÚTIL, de una batería se obtiene

como:

En la siguiente tabla se establecen valores recomendados de descarga

máxima en función del tipo de batería:

Tabla 2: Recomendaciones de descarga máxima de baterías en operación.

Fuente: Instituto de Energía Solar

En diversas fuentes se pueden encontrar referencias al rendimiento de la batería,

definido como la relación entre la energía total que se puede extraer de una batería

respecto a la energía necesaria para recargarla. En ocasiones, incluso, se emplea

como dato técnico básico del equipo. No es, sin embargo, un parámetro de utilidad

en la mayor parte de las aplicaciones fotovoltaicas existentes.

En el terreno, la recarga de las baterías no se produce de forma continua ni

constante a lo largo del tiempo, sino que depende de la insolación solar.

Asimismo, al tiempo puede estar produciéndose extracción de energía por consumo

eléctrico que, a su vez, también puede ser variable.

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Tanto la recarga como la descarga van a ser muy variables en intensidad y en

duración. A todo ello cabe unir los procesos de envejecimiento y pérdida de

capacidad que sí son fundamentales a la hora de estimar el comportamiento de una

instalación.

Se puede comprender, entonces, que una batería en operación real va a estar

sometida a un régimen operativo que en nada tiene que ver con el ciclado de

carga y descarga en laboratorio, donde sí tendría utilidad la estimación y uso del

parámetro de rendimiento.

5.4.2. Características de las baterías

La característica principal de toda batería secundaria es su posibilidad

de recarga hasta una situación igual, o similar, a la que tenía antes de la descarga.

En los procesos de carga y descarga se producen una serie de reacciones

fundamentales acompañadas de otro conjunto de procesos físicos y químicos de

clara influencia sobre el comportamiento de la batería.

Así pues, la reacción global principal que se produce en la batería en descarga (izq.

a dcha.) y recarga (dcha. a izq.) es:

No se encuentra entre los objetivos del presente tema entrar en más detalle

sobre los procesos físicos y químicos internos de la batería. Sin embargo,

debido a su enorme influencia sobre el servicio eléctrico diario y también

sobre su evolución a largo plazo, resulta conveniente conocer sus principales

características y su comportamiento.

Desde el punto de vista de la fiabilidad de la instalación, la batería es, sin duda, el

elemento más crítico de toda instalación fotovoltaica autónoma.

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Se observa en la reacción anterior que durante la descarga se transforma la materia

activa de cada uno de los electrodos en sulfato de plomo, con consumo de ácido y

liberación de agua. Esta transformación se produce básicamente en el interior de

las placas, puesto que es donde se establece el contacto con el electrolito.

Al absorberse ácido y liberarse agua en esa zona, la densidad disminuye, siendo

entonces menor que en puntos más alejados, por las propias características del

mecanismo de difusión.

Figura 6: Curvas de descarga de batería a varias corrientes. Ejemplo.

Para continuar con la misma tasa de reacciones (igual corriente circulante) se

necesita una renovación de iones de sulfato, pero cuando la corriente de

descarga es elevada, dicha renovación debe ser rápida, lo que no siempre es

posible.

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Por tanto, en estas condiciones de elevada corriente, el mecanismo de difusión

limita la descarga, se produce un aumento de la resistencia interna y la capacidad

total de la batería disminuye.

Al avanzar la descarga, cada vez va quedando menos cantidad de reactivos, plomo

y óxido de plomo, dificultando la continuación del proceso. Este hecho implica una

disminución de la tensión de la batería, que llega a ser brusca al final del proceso de

descarga (figura 6).

En realidad, la formación de sulfato de plomo en los dos electrodos a partir de

compuestos diferentes los aproxima desde un punto de vista electroquímico y,

en consecuencia, la diferencia de potencial entre ellos decrece.

Desde el punto de vista eléctrico, es posible representar la batería por una fuente de

tensión de valor, Vo, en serie con una resistencia interna, Rint. Esta resistencia

interna representa los obstáculos que dificultan el paso de corriente (electrones en

placas e iones en el electrolito) por el Idescarga), provocaría una caída de tensión

respecto a la misma situación en circuito abierto. Se puede expresar de la siguiente

forma:

Durante la recarga, el aporte electrónico exterior favorece las reacciones inversas a

las producidas en la descarga; el sulfato de plomo formado durante la descarga en

ambos electrodos se transforma en plomo en el electrodo negativo y óxido de

plomo en el positivo, absorbiendo agua y liberando ácido al electrolito. Por tanto,

durante la recarga la densidad del electrolito aumenta.

Asimismo, se incrementa el valor de tensión en circuito abierto, ya que los

electrodos se separarán más, en cuanto a su composición química, y existirá una

mayor diferencia de potencial entre ellos.

24


Al ir avanzando en el proceso de recarga, disminuye la cantidad de reactivo, en

este caso sulfato de plomo, y aumenta la cantidad de productos, plomo y óxido

de plomo, con lo que se va dificultando la continuidad de la transformación.

Llega a un punto en el que por la escasez de reactivos la tensión aumenta

bruscamente, como se observa en la figura 7.

F i g u r a 7 . C u r v a s d e r e c a r g a d e b a t e r í a a v a r i a s c o r r i e n t e s . E j e m p l o

Estos fenómenos implican un aumento de la resistencia interna, que no es

constante durante el proceso. En este caso, con IB = Icarga, la tensión de

batería se expresa como:

25


La tensión en circuito abierto de una batería, Vo, depende en primer lugar del tipo

de batería y de su constitución; así mismo, varía con el estado de carga de la

batería. La resistencia interna, a su vez, depende del estado de la batería, pero no

es independiente de la propia corriente de carga o descarga por la influencia ya

explicada de los mecanismos de difusión y reposición de iones.

En una instalación real, en condiciones de radiación y consumo normales, se

suceden de forma continuada las etapas de carga (horas de Sol con bajo

consumo eléctrico) con etapas de descarga (noche con consumo eléctrico).

Hay también períodos de reposo (noche sin consumo eléctrico) y otros en los

que se alternan carga y descarga (por paso de nubes, encendido y apagado de

lámparas, etc.).

5.4.3. Proceso de gasificación

Los procesos de almacenamiento y extracción de energía que constituyen la base

de la operación de una batería están acompañados en la práctica por otra serie

de fenómenos físico- químicos que afectan a su funcionamiento y pueden incluso

determinar su tiempo de vida.

La magnitud e influencia de estos procesos no energéticamente útiles depende tanto

de la propia composición interna de la batería como de las condiciones de operación

a las que ésta se vea sometida, principalmente de la temperatura y los regímenes

de carga y descarga.

Se describen a continuación los procesos de mayor relevancia. En la práctica van a

determinar el tiempo de vida de la batería y, antes de eso, la capacidad de

almacenamiento disponible con el paso de los años:

Gasificación: en la fase final del proceso de carga de una batería, cuando la

cantidad de sulfato de plomo en las placas es ya escasa y la reacción para formar

26


plomo y óxido de plomo se dedica a disociar el agua del electrolito en oxígeno en

las placas positivas e hidrógeno en las negativas.

Estos fenómenos, perceptibles como un burbujeo ascendente, reciben el nombre

de "gaseo" o "gasificación" del agua.

La corriente de gaseo presenta una dependencia exponencial con la propia tensión

de batería y con la temperatura: a mayor tensión y mayor temperatura el gaseo

aumenta.

La reacción global de gasificación del agua del electrolito es:

El hecho de ser esta energía de gaseo no recuperable no tiene excesiva

importancia para el suministro eléctrico, puesto que se produce cuando la batería

está próxima a su carga completa, esto es, cuando existe suficiente energía

acumulada.

Una tasa de gaseo elevada puede tener efectos destacables sobre la vida de

la batería. Por una parte, como efectos negativos, se puede producir una

pérdida excesiva de agua en el electrolito, que es necesario reponer para evitar una

modificación de su densidad sobre los valores de diseño. Así mismo, una

disminución del nivel de electrolito puede causar el descubrimiento de las

placas, lo que perjudicaría seriamente su operación.

Desde el punto de vista de la seguridad, es importante tener en cuenta que la

acumulación en el exterior del hidrógeno liberado por la batería podría ser

explosiva si supera una cierta concentración; para evitarlo, la batería debe

estar situada siempre en un lugar bien ventilado.

27


Junto a esto, el gaseo del electrolito, si se produce de forma controlada, presenta

un efecto positivo muy importante en instalaciones fotovoltaicas, en las que las

baterías se encuentran estáticas y bajo condiciones de ciclado profundo: el

burbujeo produce un movimiento del electrolito que uniformiza su concentración y

evita el fenómeno denominado "estratificación".

Por lo aquí explicado, deberá evitarse que la batería alcance valores de tensión

excesivos de forma prolongada mediante la actuación del regulador o controlador

de carga.

5.4.4. Proceso de estratificación

Estratificación: en la disolución de ácido sulfúrico en agua que constituye el

electrolito pueden aparecer diferencias de densidad significativas entre la zona baja

de la batería (densidad más elevada) y la zona superior (densidad más baja), por

efecto de la gravedad. Este fenómeno recibe el nombre de "estratificación" del

electrolito.

El hecho de que existan zonas con diferente densidad puede desequilibrar la tasa

de reacciones internas entre puntos del mismo electrodo, lo que conduce a la

aparición de diferencias de potencial que, a su vez, favorecen la continuación de

las reacciones, sin aprovechamiento externo.

Se produce, por tanto, un efecto de "autodescarga" de la batería. Este desequilibrio

interno podría implicar, asimismo, una degradación acelerada de la batería y la

reducción de su tiempo de vida.

Para provocar un burbujeo que uniformice el líquido, conviene diseñar una

regulación de carga que permita realizar sobrecargas controladas cada cierto tiempo

(dos semanas, por ejemplo), o después de cada descarga fuerte. Existen equipos

que permiten este tipo de actuaciones.

28


5.4.5. Proceso de corrosión

Corrosión: en la fase final de la recarga de una batería, cuando el reactivo PbSO4

empieza a escasear, la tensión aumenta y se ven favorecidas energéticamente

otro tipo de reacciones distintas a las de carga.

En estas condiciones de sobrecarga aparecen fenómenos de gran influencia

sobre la vida útil de la batería, como es la corrosión de la rejilla del electrodo

positivo.

Se produce una disminución de la sección útil de la rejilla que provoca, además de

un aumento de la resistencia ante la circulación de corriente, un mayor riesgo de

fallo por rotura. Estos fenómenos de corrosión se multiplican por dos cada 10oC de

aumento de la temperatura.

Existe también riesgo de corrosión en condiciones de operación prolongada en

bajos estados de carga, condiciones derivadas de un almacenamiento inadecuado,

una insuficiente corriente de carga (radiación baja o subdimensionado del

generador) o un consumo de energía mayor de lo previsto.

La formación de los productos de la corrosión supone un impedimento para la

posterior reacción normal de transformación de materia activa con el electrolito y

para el paso de la corriente eléctrica, provocando un aumento de la resistencia

interna y una pérdida progresiva de capacidad.

En operación real, la corrosión del electrodo positivo es una de las principales

causas de fallo de las baterías, por ambos motivos: sobrecarga o descarga

prolongadas.

Es común tanto la presencia de sistemas donde el consumo ha sido menor de

lo previsto y las baterías han estado en condiciones de carga elevada de forma

prolongada, como el caso contrario, con períodos largos en baja carga. Ambas

situaciones deben evitarse en lo posible con una correcta regulación de carga.

29


5.4.6. Proceso de sulfatación

Sulfatación: cuando la batería trabaja en condiciones de baja carga durante

tiempos prolongados, por insuficiente insolación o consumo excesivo, aparece

también el fenómeno de la sulfatación. El sulfato de plomo que se ha ido

formando durante la descarga y que en estados de baja carga es mayoritario, forma

cristales de tamaño creciente con el tiempo.

La zona interna de algunos de los cristales no llega a tener contacto con el

electrolito, por su gran tamaño, y ya no son “recargables”, es decir, que en el

proceso de carga posterior no se transformarán en plomo y óxido de plomo de

nuevo.

Se produce una pérdida de capacidad por la existencia de material no reutilizable,

junto con un incremento de la resistencia interna por las dificultades del electrolito

para alcanzar los puntos activos de los electrodos mediante difusión.

El fenómeno de sulfatación se produce con mayor intensidad en el electrodo

negativo. Para atenuar su aparición, el ajuste de la regulación de carga de la

batería debe impedir su operación en estados de carga inadecuados.

Asimismo, el dimensionado de la instalación debe garantizar, en condiciones de

radiación normales, una corriente de generador suficiente para que se reduzca en

lo posible el tiempo de estancia de la batería en baja carga y se impida así un

crecimiento excesivo de los cristales de sulfato.

Precipitación de materia activa: en una batería en operación normal se

produce, con mayor o menor rapidez, el desprendimiento progresivo de ciertas

cantidades de materia activa, que se acumula en el fondo de la caja tras su

precipitación.

30


Junto a la pérdida de capacidad existe además el riesgo de que el sedimento

acumulado llegue a alcanzar la parte inferior de las placas y pueda producir un

cortocircuito entre ellas.

Para evitarlo, es recomendable que el diseño de la batería deje un espacio libre

entre placas y fondo.

5.4.7. Influencia de la temperatura

La temperatura tiene una influencia importante sobre la batería, tanto sobre

sus características de funcionamiento como sobre su degradación y tiempo de

vida útil. Esta influencia tiene, además, dos efectos contrapuestos.

En primer lugar, la temperatura determina la movilidad de los iones en el electrolito,

aumentando con temperaturas crecientes. Así, una batería sometida a

condiciones de elevada temperatura ofrece menos resistencia interna y su

capacidad es mayor.

Se puede estimar un valor del 1% de aumento de la capacidad por cada oC de

aumento de la temperatura dentro de unos límites.

A temperaturas bajas, junto a la disminución de capacidad por una más complicada

difusión de los iones, puede producirse la congelación del electrolito, lo que

inutilizaría su operación. Para disminuir la temperatura de congelación y favorecer

la movilidad se recomienda una densidad de electrolito algo para lugares con

temperatura ambiente baja.

Junto a esta influencia sobre la capacidad, la temperatura también tiene un efecto

determinante sobre los procesos de gaseo y corrosión en sobrecarga y, a partir de

ellos, sobre la degradación de la batería.

31


5.4.8. Características de las baterías fotovoltaicas

Por las propias características y limitaciones de las instalaciones fotovoltaicas, las

baterías incluidas en ellas trabajan en regímenes irregulares, de baja corriente (I20

- I100) y durante tiempos prolongados, tanto en carga como en descarga.

Tanto en el caso de las aplicaciones de arranque de automóviles como en los

sistemas con generadores de apoyo (red eléctrica en sistemas de alimentación

ininterrumpida, generadores diesel, etc.), las baterías se encuentran

generalmente a plena carga, descargándose cuando existe una demanda puntual

de energía para volver a pasar rápidamente a plena carga en espera de la

siguiente demanda.

Por razones económicas y de disponibilidad de equipos en los mercados habituales

de esta clase de instalaciones, en la práctica se utilizan diversos tipos de

baterías, no siempre adecuadas para las aplicaciones fotovoltaicas más

extendidas.

Por su implantación real en el mercado, especialmente en las instalaciones de

electrificación rural en países en desarrollo se consideran aquí las baterías

SLI o de arranque, solar modificada, tubular estacionaria y VRLA gelificada.

Se pueden mencionar ciertos aspectos que distinguen a los diferentes tipos de

baterías y otros referidos a la propia calidad de la batería individual. Son aspectos

que deben tenerse en cuenta en el diseño de la aplicación y en controles de

calidad previos:

Constitución:

- Estado general (etiquetado, rotura caja, tapones, conexiones, etc.).

- Grosor placas.

32


- Volumen de electrolito.

- Densidad electrolito.

Operación:

- Carga inicial de la batería suministrada.

- Capacidad estabilizada después de varios ciclos.

A continuación se describen las características principales de los cuatro tipos de

baterías de plomo-ácido de uso más habitual dentro de los diferentes campos de

las aplicaciones fotovoltaicas autónomas terrestres:

a) Arranque o SLI (acrónimo de Starting, Lighting, Ignition, en inglés): la

función básica de diseño de una batería SLI es el suministro de elevadas

corrientes (cientos de amperios) durante breves instantes de tiempo,

principalmente para el arranque de motores.

Para satisfacer estos requisitos, el diseño de una batería SLI debe ofrecer una muy

baja resistencia interna, es decir, debe poder realizar un gran número de reacciones

activas de forma muy rápida. Las placas, planas, son de poco grosor y presentan

una gran superficie de contacto con el electrolito para facilitar la transformación.

Asimismo, por su lugar de instalación habitual, en motores de automóvil, las

limitaciones de espacio y peso también condicionan su diseño, buscando una

elevada densidad de energía y de potencia. Como ya se ha comentado, este no es

un factor determinante en sistemas estacionarios sino que, al contrario, interesa

disponer de mayor reserva de electrolito.

33


Sin embargo, y a pesar de que sus condiciones de diseño son muy diferentes a las

presentes en instalaciones fotovoltaicas, su bajo precio y extensa fabricación y

distribución por todo el mundo, mantienen a las baterías SLI con una importante

implantación, especialmente en sistemas fotovoltaicos de zonas aisladas de países

en desarrollo.

En este sentido, es común la instalación por parte del propio usuario de baterías de

automóvil para reponer las baterías de mayor calidad instaladas inicialmente una

vez pasado su tiempo de vida.

b) Solar modificada: con el objetivo de aprovechar las ventajas de las baterías

SLI, es decir, su bajo coste y presencia extendida, algunos fabricantes han

realizado pequeñas modificaciones de diseño que no alteran sustancialmente el

proceso de fabricación pero sí pueden mejorar sus características para

aplicaciones fotovoltaicas. Se obtiene así la llamada batería solar modificada.

La batería solar modificada presenta un mayor grosor de placas que la SLI clásica,

para permitir descargas prolongadas a corrientes bajas.

Asimismo, por su situación estática, no es tan importante la densidad energética,

por lo que se amplía el tamaño de la caja para tener un mayor volumen de

electrolito.

Esto permite, por un lado, disminuir el mantenimiento de reposición de

agua y el riesgo de daño por falta de electrolito y, por otro, dejar un espacio libre

por debajo de las placas para permitir la acumulación de sedimentos sin peligro de

cortocircuito.

34


c) Tubular estacionaria: desde un punto de vista técnico, es la batería que

mejor se adapta a las características de los sistemas fotovoltaicos autónomos.

En la tabla 3 se muestran las características eléctricas y constructivas de dos

modelos de vaso tubular estacionario de tamaño inferior y superior de catálogo.

Para el mismo valor modular de tensión, se pueden encontrar modelos con

capacidad de almacenamiento casi 20 veces superior a otros en un único vaso.

Se diferencian en sus dimensiones y peso, pero sus características constructivas

son iguales.

35


Las baterías estacionarias tienen un volumen de electrolito grande, puesto

que por sus propias condiciones de diseño no tienen una limitación estricta de

espacio ni peso en comparación con las baterías de automóvil. Así, además de

requerir un menor mantenimiento de reposición de agua, ya que el espacio sobre

las placas es grande, también el espacio entre placas y fondo es mayor para la

acumulación de sedimentos.

La característica fundamental de este tipo de baterías es el diseño de sus

placas positivas en forma de barras cilíndricas, en lugar de planas, y rodeadas de

un recubrimiento poroso que sostiene el material.

Este diseño, aunque no optimiza el espacio, se adecua mejor que la placa plana a

los ciclados profundos y continuos y a descargas a bajas corrientes, condiciones

más próximas a las que se pueden encontrar en instalaciones fotovoltaicas.

Como punto negativo debe mencionarse su mayor coste y menor disponibilidad,

factores que resultan decisivos en pequeñas instalaciones a favor de la batería SLI

o la solar modificada, especialmente a la hora de reponer baterías en mal estado.

Puesto que las baterías tubulares permiten descargas profundas, el regulador

asociado deberá permitirlo con un ajuste adecuado de los umbrales de regulación.

d) VRLA (Gelificadas): en instalaciones fotovoltaicas de pequeño tamaño se

emplean a menudo baterías con un electrolito que no se encuentra en estado

líquido, como era el caso de los tres tipos anteriores, sino en forma de gel. Son

baterías sin mantenimiento.

En caso de producirse fenómenos de gaseo a pequeña escala, el oxígeno

producido se absorbe en el propio gel. Junto a esto, el exceso de presión por

formación de gases se regula internamente mediante una válvula que evita

sobrepresiones peligrosas.

Sin embargo, en situaciones de sobrecarga excesiva y temperaturas elevadas, este

tipo de baterías pueden sufrir daños irreversibles.

36


Si el gaseo del agua se produce a un cierto ritmo, en una batería gelificada puede

provocar la formación de grietas y la pérdida de la funcionalidad del gel

electrolítico, cuando en una batería líquida se resolvía en gran parte con la simple

reposición de agua.

5.5. Reguladores de carga

El regulador o controlador de carga tiene como función principal la protección de

la batería, evitando que opere en estados de sobrecarga o sobre descarga

excesiva, en los que los procesos de degradación se aceleran.

Desde un punto de vista funcional, el regulador de carga está formado

básicamente por dos interruptores que actúan sobre las líneas generador-batería y

batería-consumo, respectivamente.

El resto de componentes internos sirven para poder realizar la función

de regulación correctamente en las condiciones previstas y para evitar situaciones

accidentales o, al menos, evitar su propagación. Así, el regulador detecta en qué

estado se encuentra la batería, y por comparación con los umbrales de

regulación previamente fijados, actúa sobre las líneas de carga o descarga de la

misma.

37


El regulador de carga es un equipo de dimensiones relativamente pequeñas (15 x

10 cm en los equipos pequeños y hasta 40 x 40 cm en los grandes), con al menos

tres pares de terminales: positivo y negativo de las líneas de generador, batería y

consumo; adicionalmente, puede incluir un par de terminales más para la línea del

sensor de tensión de batería.

Sobre la carcasa del regulador se pueden mostrar diversos indicadores informativos

sobre el estado de la batería, alarma ante una desconexión de consumo próxima,

anomalías, o también valores numéricos de tensión, corriente, energía, etc. Su

coste es relativamente bajo, si bien su influencia sobre el funcionamiento del

sistema es crucial.

En la información técnica habitualmente suministrada con los reguladores de carga

se mencionan una serie de parámetros básicos que definen el rango de aplicación

del equipo y sus principales características.

En primer lugar, la "tensión nominal" del regulador debe ser igual a la tensión

nominal de la batería asociada, ya que el regulador recibe la alimentación de la

propia batería. Como en ésta, en realidad la tensión de trabajo del regulador varía

en un cierto margen alrededor de dicho valor de referencia.

En el mercado existen reguladores que permiten su instalación en sistemas de

diferente tensión nominal, por ejemplo de 12 V y 24 V, realizándose la selección a

la tensión particular de forma manual o automática. Para sistemas de potencias

mayores se recurre a controladores de 48 V.

Un parámetro fundamental en todo regulador de carga es la "corriente máxima" que

puede circular por él de forma segura, tanto en la línea de generación como de

consumo. Este valor debe tenerse siempre muy en cuenta en la selección del

equipo apropiado para un determinado sistema.

38


La corriente máxima de diseño del regulador debe ser superior a la máxima

corriente del generador asociado (corriente de cortocircuito), en condiciones de

máxima radiación. Asimismo, debe resistir la máxima corriente de consumo con

todos los equipos encendidos o disponer de un sistema de protección frente a

sobrecarga.

Para evitar la aparición de fallos y posibles accidentes en condiciones de elevada

temperatura, es común seleccionar un regulador sobredimensionado en un 25%,

en términos de corriente máxima admisible, respecto a dichos valores posibles de

operación.

Habitualmente también se especifican en la información técnica los umbrales de

actuación ajustados para la protección de la batería.

Por una parte, el controlador regula la línea de carga (generador- batería) para

tratar de lograr una recarga efectiva de la batería sin que se sobrecargue en exceso,

lo que aceleraría su envejecimiento.

Por otra, se evitan las descargas profundas de batería impidiendo el consumo al

alcanzar un cierto umbral. Una vez recargada en parte la batería, se vuelve a

permitir el consumo.

Existen diversas estrategias de regulación, tanto en carga como en descarga,

dependiendo del fabricante y de la potencia del equipo. Además, no existe un

acuerdo o normativa general aplicable a la especificación técnica en controladores

de carga. Pueden destacarse los siguientes umbrales básicos:

Control de carga de batería:

- Fin de carga.

- Flotación o reconexión de carga.

39


- Igualación.

Control de descarga de batería:

- Desconexión del consumo.

- Reconexión del consumo.

En la tabla 4 se muestran dos ejemplos en los extremos del catálogo actual de las

aplicaciones fotovoltaicas autónomas.

El primero de ellos, de muy baja potencia, tiene su campo de aplicación en los

sistemas fotovoltaicos domésticos en áreas rurales de países en desarrollo, donde

el número y potencia de los equipos de consumo son reducidos.

El segundo, de la gama de mayor potencia en este tipo de instalaciones, tiene su

campo en aplicaciones de elevado consumo, fundamentalmente para

telecomunicaciones y sistemas híbridos.

40


Finalmente, se suministra también el "rango de temperaturas" en el cual el

regulador puede operar sin daño y sin perjuicio para sus funciones

fundamentales. En este sentido es importante asegurar el funcionamiento correcto

el equipo ante temperaturas altas unidas a elevadas corrientes.

s débil es el dispositivo

e interrupción de estado sólido (MOSFET, comúnmente).

Descripción operativa: sistema regulador-batería

con las propias características de la

batería y las recomendaciones del fabricante.

d

La circulación de corriente por el interior del regulador provoca un

sobrecalentamiento interno que el regulador debe ser capaz de disipar para evitar

el fallo de algún componente. En este sentido, el punto má

d

-

Como se ha indicado, el regulador de carga tiene como función fundamental la

protección de la batería, impidiendo su operación en estados de sobrecarga

excesiva o de descarga profunda, de acuerdo

La regulación en carga en la mayor parte de los controladores actuales del

ercado se realiza mediante Modulación de Ancho de Pulso (PWM). m

41


Cuando se alcanza la tensión de fin de carga, el dispositivo de interrupción

(semiconductor) aplica pulsos de conexión/desconexión de la línea de generador a

frecuencias entre los 20 y los 200 Hz, de forma que la tensión de la batería

e mantenga constante.

iso entre estos factores se extraen los umbrales de regulación más

favorables.

ión, hasta alcanzar la

tensión de flotación, suficiente para evitar la autodescarga.

egradar rápidamente la batería y hacerla irrecuperable ante una

recarga posterior.

ía extraíble en cada descarga a corto plazo, permite prolongar

u tiempo de vida.

ja carga pero, a su vez, eliminando toda protección de la batería

ente a descarga.

s

Cuanto mayor sea el umbral de fin de carga, mejor se asegura la recarga completa

de la batería y menor es el riesgo de estratificación pero, por el contrario, también

se incrementa la tasa de corrosión y los efectos negativos del gaseo incontrolado.

Del comprom

Después de un tiempo a tensión elevada, el controlador reduce la tensión de

batería, manteniendo más tiempo los pulsos de desconex

En cuanto al efecto del regulador sobre las posibles situaciones de descarga, una

batería sin protección puede sufrir una descarga total que, además de rebajar la

tensión del suministro eléctrico a niveles inaceptables para los equipos de

consumo, podría d

Sin llegar a esos extremos, los fabricantes de baterías suministran datos de tiempos

de vida (ciclos) de sus baterías en función de la profundidad máxima a la que se

descarga la batería durante su ciclado, PDmax. La introducción del regulador, si

bien limita la energ

s

Este mismo hecho, un menor beneficio a corto plazo a favor del beneficio a largo

plazo, conlleva en ocasiones que el propio usuario conecte directamente la línea de

consumo a la batería (by-pass del regulador), evitando la desconexión automática

del consumo por ba

fr

42


Por otra parte, los fenómenos de degradación de batería por corrosión se

incrementan significativamente con la temperatura. Para evitarlo es necesario

reducir las posibles sobrecargas disminuyendo los umbrales de fin de carga

en función de la temperatura. Se recomiendan valores de entre -4 y -5 mV/oC/vaso.

te de la existente en los terminales de la

nea de batería del propio regulador, VRB.

n de alimentación del regulador el valor empleado para

plicar el control de carga.

Distinguimos aquí los casos de carga y descarga:

En este tratamiento conjunto de batería y regulador, debe incluirse una

referencia a la influencia del cableado intermedio entre ambos elementos. Las

caídas de tensión que los cables introducen entre regulador y batería, con valores

dependientes de su longitud, grosor y de la propia corriente circulante, IB, llevan a

que la tensión de la batería, VB, sea diferen

lí

En general, es esta tensió

a

De la figura 11 se deduce que ante un valor elevado de caída de tensión en el

cableado de batería, por una instalación a excesiva distancia o un cableado no

suficientemente grueso, la protección frente a sobrecarga se va a aplicar en un

umbral inferior al que debería: el regulador “vería” una tensión superior a la que en

realidad tiene la batería (VRB > VB).

43


Esto puede dificultar la carga completa de la batería y aumentar el riesgo de

estratificación por no alcanzarse tensiones suficientemente elevadas; por el

contrario, la pérdida de agua y corrosión se reducirían respecto a lo previsto.

Durante extracción de energía de la batería la corriente “sale” de la batería y la

nsión entre sus terminales es superior a la tensión en el regulador (VB > VRB).

ngún caso se produciría una

ayor degradación de batería por descarga profunda.

ndo siempre las medidas de seguridad en la instalación de

mbos elementos.

a una línea de sensor de tensión de batería independiente de la

nea de potencia.

te

Cuando se alcanza el umbral de desconexión del consumo por baja carga, en

realidad la batería está en un nivel superior, es decir, todavía podría extraerse más

energía pero el regulador ya lo impide. Por tanto, unas caídas de tensión elevadas

conducen a una menor energía disponible, pero en ni

m

Se recomiendan límites inferiores al 1% de la tensión nominal para las caídas de

tensión entre regulador y batería. Por tanto, la distancia entre ambos debe ser

reducida, mantenie

a

En sistemas de tamaño-medio grande, para evitar esta perturbación en la regulación

debida al cableado, los reguladores de carga incluyen un par de terminales más,

que corresponden

lí

44


Así, la tensión que muestrea el regulador es la que realmente existe entre

terminales de batería. Sin embargo, esto introduce un aumento de complejidad y

oste que los reguladores de pequeño tamaño no suelen adoptar.

el generador, valores de corriente, tensión, energía o temperatura, entre

tros.

ción cuándo se va a producir la

esconexión y puede planificar mejor su consumo.

olongar

s horas de uso sin que se produzca la desconexión automática completa.

apreciable de la energía almacenada, que no podrá

estinarse al consumo final.

gicamente, para sistemas de mayor potencia estos valores

ueden incrementarse.

c

Junto a esta función de control de carga de batería, el regulador, por su situación

central dentro del sistema fotovoltaico, incluye habitualmente información sobre el

estado del sistema. Dependiendo de la complejidad del equipo, normalmente

asociada a la potencia de la instalación, se suministra información luminosa o

numérica del estado de carga de la batería, de la entrada de corriente de carga

desde

o

Es recomendable la inclusión de una señal de aviso previo a la desconexión del

consumo por bajo estado de carga de batería. Esto puede ser bastante útil para

el usuario, puesto que le permite conocer con antela

d

Reduciendo voluntariamente el consumo de forma parcial podría incluso pr

la

Además, el regulador presenta una determinada "eficiencia de operación";

requiere para su funcionamiento normal una cierta cantidad de energía que

extrae de la propia batería. Puesto que el regulador es un equipo que se encuentra

activo las 24 horas del día, un autoconsumo aparentemente bajo puede en realidad

equivaler a una proporción

d

Se recomiendan valores de autoconsumo no superiores al 3% de la energía

diaria de consumo prevista. Así, un sistema fotovoltaico doméstico pequeño, con

valores de consumo diario de 150 W.h/día debería limitar el autoconsumo del

regulador a 15 mA. Ló

p

45


Junto al consumo propio de energía, el regulador introduce en cada una de las

líneas una determinada caída de tensión al paso de corriente por su interior.

La resistencia ofrecida por los conectores, pistas, fusibles internos, diodos, relés,

transistores u otros componentes, puede llegar a tener importancia no sólo como

energía perdida en forma de calor, sino por su influencia sobre la operación de otros

omponentes.

caídas intermedias en la línea

ompleta batería- consumo, incluyendo el regulador.

un 4% de la tensión nominal a la corriente máxima de operación del

istema.

les que pudieran

roducirse, por causas meteorológicas o por la acción humana.

n más probabilidad sobre el regulador, por su posición central en la

stalación.

ediante los dispositivos necesarios: varistores frente a sobretensión,

sibles, etc.

c

El punto de trabajo del generador fotovoltaico está determinado por la tensión de

batería modificada por las caídas de tensión en regulador y cableado de la línea

generador-batería. Por otra parte, la tensión de alimentación de los equipos de

consumo es la de la propia batería, descontando las

c

Por tanto, deben limitarse las caídas de tensión en el interior del regulador a, por

ejemplo,

s

Además del mantenimiento de unos valores de eficiencia adecuados, el

regulador debe estar protegido ante situaciones accidenta

p

Condiciones de sobretensión, sobrecarga, cortocircuito o inversión de polaridad en

cualquiera de las líneas pueden tener un efecto dañino sobre el conjunto del

sistema y co

in

El regulador debe, a su vez, evitar la propagación de estas situaciones

accidentales m

fu

Cabe resaltar la importancia de asegurar el buen funcionamiento del equipo en

condiciones de elevada corriente unida a elevada temperatura. La circulación de

corriente por el interior del regulador genera calor, por efecto resistivo, que debe

46


ser liberado para evitar incrementos de temperatura excesivos que podrían dañar

los componentes internos. Sin embargo, si a este hecho se une una temperatura

mbiente elevada, la disipación de calor hacia el exterior se dificulta.

a esto las protecciones

ente a condiciones más allá de los márgenes de diseño.

.6. Inversores DC/AC

s en alterna es necesario

cluir un inversor DC/AC que realice la transformación.

emicuadrada”,

mbién llamados de onda semisinusoidal o “sinusoidal modificada”.

son cargas

comendadas en sistemas autónomos por su gran consumo energético.

a

Deben disponerse siempre los componentes adecuados y el sistema de disipación

de calor suficiente para garantizar unas condiciones térmicas internas controladas

bajo cualquier condición de operación prevista y añadir

fr

5

Los generadores fotovoltaicos proporcionan potencia en continua. Cuando se

requiere una línea de consumo para alimentar equipo

in

Se pueden encontrar diversos tipos de inversores para instalaciones aisladas en

función del tipo de onda de salida (figura 13). Al no existir unas restricciones

como las de la conexión a red, se fabrican inversores de “onda s

ta

Son dispositivos de coste inferior, aptos para cargas resistivas (iluminación

incandescente, calefactores resistivos o planchas que, por otra parte, no

re

47


Este tipo de inversores no se aconsejan, sin embargo, para consumos inductivos,

como lámparas fluorescentes, electrodomésticos, motores, equipos de música,

monitores, etc. El uso de inversores semi-sinusoidales con estos equipos puede

ausar daños o envejecimiento prematuro.

ue es una condición operativa bastante común en aplicaciones

utónomas.

mente resistivas, donde el coste prima por encima de los factores

cnicos.

os 70 € si es de onda semisinusoidal o unos 700 € en el caso de

sinusoidal puro.

uyen sistemas adicionales de optimización, protección y

onitorización.

ben funcionar con cargas inductivas,

on factor de potencia alejado de la unidad.

lvánico

ntre los circuitos de entrada y salida, aportando seguridad a la instalación.

c

Presentan baja eficiencia y un elevado nivel de armónicos cercanos (3º, 5º) de

difícil filtrado. Además, este efecto se produce con mayor intensidad a bajas

potencias, q

a

Su campo de aplicación son los sistemas de baja potencia, o con cargas

preferente

té

En los últimos años ha crecido el mercado de inversores de alta calidad, con onda

sinusoidal pura. En comparación con los inversores semisinusoidales, puede

haber una diferencia de precio entre 5 y 10 veces. Por ejemplo, un inversor de unos

700 W cuesta un

Parte de la diferencia de precio se debe, sin embargo, a que estos equipos más

sofisticados incl

m

Si van a estar conectados a motores, los inversores deben ser capaces

de suministrar (transmitir, en realidad), de forma segura, los elevados picos de

arranque aquellos requieren. Asimismo, de

c

Determinados modelos incluyen un transformador toroidal que, con pérdidas

magnéticas muy bajas, elevan tensión y además, ofrecen un aislamiento ga

e

48


Su funcionamiento se basa en la modulación de ancho de pulso, PWM, resultando

un nivel de armónicos muy inferior, casi nulo en los cercanos y algo mayor en los

janos, que se filtran.

lida y todo el sistema de control del equipo se centran en un

icroprocesador.

aciones autónomas presentan un comportamiento diferente

l de la conexión a red.

e entrega el generador fotovoltaico,

ino por la potencia instantánea de consumo.

l perfil de consumo es muy variable y en raras ocasiones

e alcanzan los máximos.

iendo incluso más importante la zona de bajas potencias que la

potencia nominal.

le

Las pérdidas por conmutación de esta modulación por pulsos deben controlarse

mediante el uso de transistores MOSFET o IGBT de bajas pérdidas. La creación

de la onda de sa

m

Los inversores en instal

a

En los inversores autónomos, la potencia de operación, es decir, el régimen de

carga, no viene marcado por la potencia qu

s

En función de tipo de aplicación, la potencia demandada presenta diferentes

perfiles y así se situará el régimen de carga del inversor. En el caso de

instalaciones domésticas e

s

Así pues, la curva de eficiencia del inversor debe ser lo mejor posible en todo el

rango operativo, s

49


Cuando todo el consumo está apagado, el inversor únicamente consume las

llamadas pérdidas en vacío, para su propio funcionamiento. Los diseños más

recientes de elevada gama incluyen estados de stand-by, con detección

automática de carga conectada mediante envío de pulsos de corriente. De esta

rma se reduce la energía consumida a lo largo del día.

en la siguiente tabla, con valores de equipos del mercado tomados como

ejemplo.

fo

Las especificaciones técnicas suministradas comúnmente por los fabricantes se

resumen

50


Aparte de lo ya tratado, de estas especificaciones resulta interesante comentar el

punto sobre el rango de tensión de entrada en continua y su diferencia respecto a la

nsión nominal.

a tensión de batería, más las pérdidas intermedias en cableado, interruptores,

tc.

ón aumenta pudiendo alcanzar los umbrales de regulación frente a sobrecarga.

supera

la generación, la batería se descarga y la tensión comienza a bajar.

ndo a

salida una tensión y frecuencia lo más cercana posible a las nominales.

ntrada se situaba en el extremo superior o

ferior en la operación de la batería.

aumento de las exigencias han provocado una

ejoría clara en esta regulación.

nea. Existen inversores que admiten

icos de hasta 3 veces la potencia nominal.

te

La tensión de entrada del inversor no es constante, sino que viene determinada

por l

e

Esta tensión de batería varía continuamente en función de la corriente de

carga y de descarga y de sus propias condiciones internas. Así, en carga, la

tensi

Cuando el inversor está operativo quiere decir que hay consumo; si este

a

Así pues, a la entrada el inversor recibe una tensión en un rango bastante amplio

de valores y debe tener un buen comportamiento en todos ellos, suministra

la

Esta cualidad se conoce como regulación en tensión y regulación en frecuencia. Los

primeros modelos de inversores para conexión a red presentaban malas

características en este punto, con tensiones de salida de 230 VAC ±20%,

dependiendo de si la tensión de e

in

El desarrollo del mercado y el

m

Cabe observar también en las especificaciones que el inversor admite una

potencia superior a la nominal durante períodos limitados de tiempo, llegando a 2

veces la tensión nominal de forma instantá

p

51


Por último, cabe resaltar un aspecto de importancia relacionado con la integración

del inversor con la batería y el conjunto del sistema. Lo óptimo sería que el

inversor estuviera conectado a la salida de consumo del controlador de carga

(posición 1 en la figura 15), de forma que fuera éste el que vigilara y actuara

ente a descarga excesiva de batería, como es su función.

adoptó la solución de

conectar el inversor directamente a la batería (posición 2).

fr

El problema surgió cuando los controladores de carga del mercado no eran

capaces de soportar los picos de arranque que sí aguantaban los inversores. Para

evitar esta incompatibilidad y la rotura del controlador, se

La conexión directa del inversor a la batería, sin pasar con el controlador de carga,

uede presentar también problemas de descarga excesiva de batería.

l inversor por

aja tensión de entrada (de batería) muy bajo (10,8 V, por ejemplo).

batería

e puede descargar en exceso, con lo cual su tiempo de vida se acorta.

p

La mayor parte de los inversores tiene un nivel de desconexión de

b

Con este umbral, y aun contando con las caídas de tensión intermedias, la

s

52


La solución es que el inversor haga funciones de protección reales frente a

descarga excesiva de batería, es decir, que interrumpa el consumo en umbrales

más altos (11,2-11,4 V, en lugar de los 10,8 V, en sistemas a 12 V nominales),

como hacía el regulador.

En sistemas cuyo consumo se produce exclusivamente en alterna, la mejor opción

tecnológica es la integración de las funciones del controlador de carga y del

inversor en una única unidad. Existen equipos en el mercado con estas

características.

5.7. Convertidores DC/DC

Junto a los componentes estudiados hasta ahora, pueden incluirse también los

convertidores DC/DC, con dos tipos de equipos con funciones bien diferentes.

Por una parte están los convertidores que adaptan el valor de tensión continua del

sistema a la tensión particular del equipo, en caso de ser diferente. Es común

encontrar radios alimentadas a 6 ó 9 V, que necesitan una reducción desde los 12

V de batería, por ejemplo.

Las exigencias básicas de estos convertidores de tensión son una elevada

eficiencia y una buena fiabilidad, siempre con un coste razonable.

Mayor interés, por su carácter particular de la tecnología fotovoltaica, tienen

los convertidores DC/DC llamados “Seguidores del Punto de Máxima Potencia” o

Maximum Power Point Trackers (MPPT), en inglés.

En realidad es una función que se incluye en los controladores de carga de

tamaño medio-grande o en los inversores, tanto aislados como en conexión a

red, y rara vez se encuentra como equipo independiente. No deben confundirse

con los sistemas de seguimiento del Sol estudiados en temas anteriores.

53


El punto de trabajo (par corriente-tensión) de un generador fotovoltaico está

determinado por la influencia del resto del sistema a través de su recta de carga.

Normalmente, este punto de trabajo no coincide con el punto de máxima potencia

del generador, apareciendo, por tanto, unas "pérdidas de utilización" respecto al

máximo que el sistema podría generar en cada instante.

En la figura 15 se muestran las curvas típicas corriente-tensión y potencia-tensión

de un generador fotovoltaico. Se indica en ellas la potencia máxima, PMAX, que se

produce en el punto (IPMP, VPMP) y la potencia PG, en un punto cualquiera de

operación (IG, VG) resultado de la traslación del punto de intersección de la recta

de carga del sistema con la curva I-V del generador.

La energía perdida por este desacoplamiento (ΔE) sería la resultante de:

Con el objetivo de aprovechar esta energía se introduce en el sistema

fotovoltaico el llamado "seguidor del punto de máxima potencia".

54


El punto de máxima potencia del generador, y en concreto su valor de tensión,

varía de forma significativa con la temperatura, como se estudió en temas anteriores.

La variación de la radiación incidente sobre los paneles influye básicamente sobre

la corriente generada y, por tanto, sobre la potencia. Sin embargo, su efecto

sobre el valor de tensión para el que se produce la potencia máxima, VPMP, en

cada instante viene dado de forma indirecta por su influencia sobre la temperatura

de célula.

Por otra parte, el punto de trabajo en el que realmente se sitúa el generador

fotovoltaico depende de las cargas asociadas a él. En el caso de sistemas con

batería, la tensión de trabajo del generador viene marcada por la tensión de

batería más las caídas de tensión intermedias.

Así, una batería en bajo estado de carga tiene una tensión entre terminales baja, de

manera que el punto de trabajo del generador está bastante alejado del de máxima

potencia. A medida que la batería se va cargando (generación > consumo),

aumenta la tensión de batería de forma progresiva y, en consecuencia, también la

de trabajo del generador, acercándose al punto de máxima potencia.

En estas condiciones en las que tanto el punto de máxima potencia como el punto

de trabajo varían de forma diferente en función de las condiciones ambientales y

de operación del sistema, para realmente poder aprovechar las pérdidas de

utilización es necesario incluir el seguidor del punto de máxima potencia.

El seguidor es un convertidor DC/DC que modifica su tensión de entrada, de forma

que el punto de trabajo del generador coincida, o se aproxime lo más posible, al

punto de máxima potencia, independientemente de la tensión de salida (tensión

determinada por el resto del sistema).

En la práctica, la penetración en el mercado de los seguidores del punto de

máxima potencia no es muy amplia. No es una función imprescindible para el

sistema, sino que realiza una labor de optimización operativa.

55


A la hora de decidir su inclusión o no como función adicional en un controlador de

carga deben tenerse en cuenta varios factores importantes.

Un primer factor de decisión deberá ser, lógicamente, que el incremento de

energía generada por los paneles al introducir el seguidor en el sistema

sea superior a las pérdidas sufridas en el propio seguidor. Debe haber un

balance energético neto positivo, teniendo en cuenta las condiciones de operación

variables que experimentará el sistema durante su vida.

En este sentido, los valores de temperatura ambiente constantes durante todo el

año (en horas de Sol) permiten un acoplamiento correcto sin necesidad de incluir

un seguidor; por el contrario, si estas temperaturas varían de forma apreciable,

las ventajas del seguidor aumentan, ya que habrá períodos en los que el generador

se encuentre alejado de las mejores condiciones de operación por las propias

limitaciones de su diseño.

Asimismo, en los sistemas con batería, el aprovechamiento será mucho

mayor para bajos estados de carga (tensión baja) que en carga elevada (tensión

alta). Por tanto, si las previsiones de la batería corresponden a una operación

prolongada en carga elevada no se incluirá un seguidor.

En la siguiente tabla, incluida en la información técnica suministrada por un

fabricante de seguidores del punto de máxima potencia se muestra el posible

incremento de potencia (igual a las pérdidas de utilización) para varias condiciones

de temperatura y estado de carga de batería:

56


En el mercado fotovoltaico autónomo se encuentran controladores e inversores con

función de seguimiento del punto de máxima potencia en equipos de elevada

potencia, por encima de los 5 kW, más propios de centrales aisladas o sistemas

híbridos.

Los aspectos fundamentales que deben valorarse en todo convertidor DC/DC

para instalaciones fotovoltaicas son:

- Precisión máxima en el seguimiento del punto de máxima potencia.

- Eficiencia elevada.

- Fiabilidad alta en operación normal.

- Protecciones ante situaciones accidentales.

Junto a esto, el coste total, suma del coste inicial y del derivado de su

mantenimiento y posibles repuestos, debe ser siempre inferior al coste adicional

en módulos fotovoltaicos necesarios en un sistema sin seguidor.

5.8. Equipos eléctricos

Desde el punto de vista del usuario, el sistema eléctrico fotovoltaico no debe ser

más que un sistema de suministro de energía común, con los condicionantes

propios de cualquier sistema autónomo sobre limitación del gasto energético, algo

incrementados en los sistemas con recurso energético no gestionable.

Sin embargo, sí cabe destacar algunas características generales que deben

cumplir los equipos eléctricos que se van a instalar.

En instalaciones en continua, sin inversor, los equipos de consumo deben ser

también de continua y con la misma tensión nominal del resto del sistema, ya sea

12 V, 24 ó 48 VDC. Además, deben operar correctamente en el rango de

tensiones propio de la batería, estimado en un ±15% alrededor del valor nominal

(entre 10,5 y 14,6 V, contando con caídas de tensión intermedias, en un sistema a

12 V nominales).

57


Para evitar accidentes, es recomendable que los equipos de consumo

dispongan de una protección frente a inversión de polaridad, lo que no es

necesario en equipos de alterna. También pueden incluir protecciones frente a

sobrecorriente, puesto que en caso de cortocircuito la batería es capaz de

suministrar cientos de amperios de forma instantánea. Este tipo de protección

puede disponerse en otros puntos de la instalación, como en el controlador de

carga o en la línea eléctrica de consumo.

En el equipamiento en alterna, un buen inversor proporciona una tensión y una

frecuencia adecuada, muy próxima al valor nominal, por lo que no debe haber

problemas operativos con los equipos del mercado.

En todos los casos, tanto para consumo en continua como en alterna, es básico

seleccionar equipos eficientes, de bajo consumo. Debe tenerse muy presente

que en este tipo de instalaciones la energía está limitada, tanto en generación

como en almacenamiento. Además, un consumo excesivo no se traduce en un

simple incremento de la factura eléctrica, como en el consumo normal de red

eléctrica.

En las instalaciones autónomas, ese exceso implica, o bien un incremento del

coste en paneles y batería, o bien un elevado riesgo de interrupción completa del

suministro, por batería descargada. En este caso el consumo no se repondrá

hasta que las baterías se hayan recargado en una cierta cantidad, para lo que

necesita unas cuantas horas de Sol, incluso días.

Con estos condicionantes deben excluirse, o limitarse mucho su tiempo de

consumo, los usos térmicos, como calefactores eléctricos, planchas, u otros con

elevadas pérdidas térmicas como las lámparas incandescentes.

Una lámpara incandescente de 60 W es equivalente a una de bajo consumo de 11

W. En términos de energía, para un consumo medio diario de 5 horas equivale, por

cada lámpara, a 300 Wh/día, frente a 55 Wh/día en las de bajo consumo.

58


De la potencia consumida por una lámpara incandescente, aproximadamente un

5% se trasforma en luz, mientras que el 95% restante se pierde en forma de calor.

El problema de las lámparas de bajo consumo radica en su elevado coste inicial si

bien, éste se ve compensado por su mayor duración en horas de funcionamiento.

En determinados mercados de zonas rurales de países en desarrollo no es fácil

encontrar este tipo de lámparas, de distribución más reducida que la

incandescente, por su diferencia de precio.

En el caso de los electrodomésticos, existen diferencias significativas de consumo

entre unos modelos y otros. Los equipos catalogados de clase A, A+ y A++

presentan consumos inferiores. Como ejemplo medio, se puede suponer un

consumo de 800 Wh/día con uso normal. Se pueden encontrar equipos

convencionales con consumos de 250 kWh/día. Es fundamental el aislamiento del

equipo, pero también los usos de los propios residentes, como no abrir la puerta

salvo necesidad, no almacenar productos calientes, etc.

Algunos fabricantes de productos fotovoltaicos elaboran y/o distribuyen

equipamientos de consumo adaptados a las particulares condiciones de este tipo

de sistemas, con operación en continua a 12 ó 24 V y potencias muy bajas, del

orden de 40 a 100 W (fuente: Steca GmbH). En días de temperatura ambiente

media-alta su consumo energético medio no supera los 120 Wh/día funcionando

como frigorífico y 600 Wh/día como congelador.

59


5.9. Instalación eléctrica

Una vez descritos los componentes principales de una instalación fotovoltaica

autónoma (generador, acumulador, controlador de carga e inversor, con o sin

MPPT, y equipamiento de consumo), falta tratar sobre la instalación eléctrica que

permite conectarlos a todos ellos en las condiciones de eficiencia y seguridad

adecuadas.

Las líneas que conectan los diferentes equipos del sistema deben cumplir una

serie de requisitos básicos.

Por una parte, como es lógico, deben ser capaces de soportar la máxima corriente

operativa posible.

Así, en la línea de generación, la máxima corriente, IMAX,G, es la corriente de

cortocircuito del generador, estimada como:

En la línea de consumo, en la parte de continua, la máxima corriente circula

cuando todos los equipos de consumo se encuentran conectados. Para ello debe

conocerse la configuración de la instalación completa. Un ejemplo práctico se

muestra en la sección siguiente dedicada al diseño de las instalaciones.

Lógicamente, en la línea de batería, la máxima corriente en operación normal será

la máxima de las dos anteriores, en carga y de descarga.

Sin embargo, no es suficiente con soportar el máximo amperaje en operación.

En una instalación autónoma, toda pérdida energética y toda caída de tensión

redunda en problemas operativos severos, incluso en la interrupción del suministro

eléctrico.

60


La caída de tensión ∆V (V), en un cable de sección S (mm2), con resistividad ρ

(Ω.mm2/m) y longitud L (m), para una corriente I (A) se obtiene de:

En la siguiente tabla se indican los valores límite recomendados por el Instituto de

Energía Solar para las caídas de tensión en cada línea. El parámetro vmax (%)

está expresado en porcentaje respecto a la tensión nominal:

Resulta especialmente interesante el caso de la línea de batería. Una pérdida de

voltaje elevada en esta línea, por una distancia excesiva o reducido grosor, implica

que la tensión que alimenta al controlador (y que sirve para realizar la función de

control) se aleja bastante de la tensión real de batería.

Por ejemplo, en un sistema de 12 V nominales, cuando el controlador alcanza el

umbral de desconexión de consumo fijado, por ejemplo, en 11,6 V (ver sección

dedicada al controlador de carga), en realidad, la batería tiene una tensión algo

superior, de 11,72 V si cae el 1% máximo recomendado o de 11,84 si las caídas

son del 2%.

Pueden parecer diferencias irrelevantes, sin embargo, debe tenerse en cuenta que

la curva de descarga de la batería es muy plana, es decir, que la tensión cae de

forma lenta durante la descarga.

61


Así, como se muestra en la figura 18, diferencias de sólo un 1% en la caída de

tensión en línea de batería puede suponer diferencias en profundidad de

descarga de 10%. A mayor caída de tensión, menor energía útil.

En equipos de potencia media, se dispone de dos cables adicionales de medida

de tensión de batería, de forma que el controlador actúe según la tensión real de

batería y no la tensión que le llega a él.

Además del cableado que conecta los equipos del sistema fotovoltaico, deben

disponerse una serie de protecciones que garanticen la seguridad de las personas

y de la propia instalación. Algunas de estas protecciones pueden estar incluidas

en el controlador de carga, ya que por este equipo pasan todas las líneas de

potencia de la instalación. Son las siguientes:

- Protección frente a sobrecarga.

- Protección frente a cortocircuito.

- Protección frente a sobretensión.

62


Los controladores de carga del mercado actual incluyen protección electrónica

frente a estas situaciones anómalas, normalmente con rearme automático cuando

dicha anomalía ha pasado. En instalaciones a 12 V de baja potencia

comúnmente se confía la protección de la instalación al controlador de carga.

Sin embargo, aunque no siempre se instala, resulta conveniente situar un

interruptor magnetotérmico o fusible en la salida de la batería, ya que es el

punto donde podría producirse una descarga de corriente más elevada.

Asimismo, un interruptor general en la línea de generación permite desconectar el

generador de forma segura para tareas de mantenimiento. Un interruptor general

en la línea de consumo facilita el control del gasto eléctrico con comodidad.

Las instalaciones deben cumplir el Reglamento Electrotécnico deBaja Tensión.

Si la tensión de la instalación supera los 50 V deberá incluirse una toma de

tierra. En el caso de una instalación en alterna, con inversor, las líneas de continua

y de alterna deberán estar aisladas galvánicamente (inversores con transformador)

y se deberá instalar un diferencial a la salida del inversor.

5.10. Dimensionado del generador fotovoltaico

El objetivo de este apartado es, en primer lugar, estimar el tamaño que debe

tener el generador fotovoltaico para producir la energía necesaria; en segundo lugar,

debe estimarse la capacidad de almacenamiento que permita disponer de energía

suficiente en los días de baja insolación. A continuación, se calculan los valores

operativos básicos de controlador de carga, inversor, cableado, etc., se realiza la

selección de los equipos dentro del catálogo de los fabricantes y distribuidores del

mercado fotovoltaico. Las características técnicas concretas de los equipos

elegidos puede modificar ligeramente el dimensionado inicial, hasta configurar el

sistema fotovoltaico real definitivo.

63


El esquema básico del procedimiento completo de diseño de una instalación

autónoma es el siguiente:

a) Datos de partida:

- Radiación solar incidente.

- Estimación del consumo eléctrico diario.

b) Método de diseño:

- Dimensionado inicial de la instalación:

- Potencia del generador.

- Capacidad de la batería.

- Valores operativos del sistema.

- Elección de componentes.

- Diseño final.

Todo diseño de una instalación solar y la previsión de operación posterior presentan

siempre la incertidumbre de la incidencia solar. Se emplean datos de radiación

del pasado, pero resulta imposible saber cuál va a ser la meteorología en un lugar

concreto un día cualquiera.

Asimismo, debe preverse cuál va a ser el consumo diario de la instalación, lo que

no siempre es sencillo, especialmente en aplicaciones donde no existen

experiencias previas similares o estas no son uniformes. El caso del suministro

doméstico es especialmente incierto. Así pues, el diseño debe tratar de solventar, o

al menos reducir, las consecuencias de estas incertidumbres sobre el sistema.

64


Existen diversos métodos de dimensionado de instalaciones fotovoltaicas. El más

sencillo, y a la vez el más práctico, es el llamado “método del mes peor o más

desfavorable”. Consiste en diseñar la instalación para el mes más desfavorable, esto

es, para el mes en el que la relación entre radiación solar prevista y consumo

estimado sea mínima. Se utilizan valores medios mensuales de energía diaria

incidente y consumida.

Si se diseña la instalación para ese mes más desfavorable es de esperar que

durante el resto del año vaya a funcionar mejor, ya que, en principio, habrá más

generación eléctrica o menos consumo.

Otros métodos más complejos como el basado en la estimación de la probabilidad

de pérdida de carga (Loss of Load Probability, LLP, en inglés), realizan un balance

diario de la energía generada y la energía consumida, detectando los momentos de

déficit en el suministro. Sin embargo, el uso de un método más sofisticado,

empleando como datos de partida estimaciones con un elevado nivel de

incertidumbre, no resulta provechoso. Este método sí tiene su utilidad, sin

embargo, para realizar comparativas con diferentes configuraciones del sistema

bajo las mismas condiciones externas.

Por estos motivos, en este tema se propone el empleo del método del mes más

desfavorable.

5.10.1. Datos de entrada

Los datos de entrada del método de dimensionado son los 12 valores medios

diarios de energía solar recibida y de energía eléctrica demandada.

En principio, los datos de radiación solar disponibles para el lugar de ubicación del

sistema se refieren a la incidencia sobre la superficie horizontal.

65


Si la orientación e inclinación de los paneles nos viene ya definida, por ejemplo,

por una instalación sobre una cubierta inclinada en un edificio o una fachada vertical,

se trabaja desde el inicio con los valores modificados a la posición de los paneles.

Se puede observar en la figura cómo la posición vertical reduce de forma importante

la incidencia solar en verano, mientras que la posición horizontal la minimiza en

invierno. Entre las dos posiciones intermedias, la inclinación de 30º optimiza la

recepción anual, mientras que a 50º es máxima la incidencia solar en el mes más

desfavorable.

En aplicaciones con demanda eléctrica más o menos constante durante los 12

meses del año, el mes más desfavorable es, obviamente, el mes de menor

radiación.

De la tabla 8 se puede extraer que el dato de trabajo para el diseño, esto es, el

valor medio de radiación diaria incidente del mes más desfavorable, en Madrid,

sería de 1.600 Wh/m2día para superficie horizontal; 2.570 Wh/m2día para

superficie inclinada a 30º; 2.920 Wh/m2día para inclinación de 50º y

2.540 Wh/m2día para posición vertical.

66


Si por el contrario, es el diseñador el que puede elegir la inclinación de los

paneles, debe evaluarse para qué posición es máxima la radiación incidente del

mes peor. En el caso del ejemplo la inclinación óptima sería 50º y el dato de

trabajo para el diseño Gdm = 2.920 Wh/día. Es habitual estimar la inclinación

óptima en los sistemas autónomos con consumo constante anual, en la latitud

+10º.

Cualquiera de las otras posiciones recibiría menos radiación en el mes peor y, por

tanto, necesitaría un generador fotovoltaico más grande para el mismo consumo

energético.

Si, por el contrario, la demanda energética no es uniforme durante el año, sino

que presenta variaciones estacionales conocidas, deben evaluarse de forma

conjunta radiación y consumo.

Por ejemplo, una residencia vacacional o un hotel que cierre durante los meses de

invierno, de diciembre a febrero, tiene su mejor mes más desfavorable a

noviembre con inclinación de 50º, con una radiación media de 3.630 Wh/m2día, un

25% superior al caso del utilización anual.

67


Puede intuirse que en este segundo caso, al no utilizar la instalación en los

meses de menor insolación, el sistema fotovoltaico necesario será de menor

tamaño y, por tanto, menos costoso.

Además de la residencia vacacional, un ejemplo claro de consumo estacional es

el bombeo de agua para riego. Se dedica una sección propia a las aplicaciones

de bombeo.

5.10.2. Demanda eléctrica

Resulta complicado prever la demanda eléctrica futura en una instalación, teniendo

en cuenta que, en muchos casos, ese lugar no dispone de acceso a la electricidad

hasta ese momento.

Si no se tienen datos del terreno de experiencias similares en la zona, la forma

más común de trabajar es realizar un listado con el equipamiento eléctrico de

consumo, su potencia y las horas diarias de uso previstas. De esta forma se

determina la energía diaria a satisfacer, Ldm, expresada en Wh/día. Además, se

puede conocer la potencia instantánea máxima de la instalación con todos los

aparatos eléctricos conectados, PMAX,C.

Una plantilla modelo para la estimación de la demanda se muestra en la tabla 9.

68


Para los equipos de consumo en alterna, la potencia Ac debe corregirse (dividirse)

por el rendimiento del inversor, obteniendo la potencia en continua correspondiente.

Como dato de referencia, el consumo eléctrico medio de una vivienda en España

es de 8-10 kWh/día. Se estima que aplicando usos y costumbres basados en la

eficiencia energética es posible reducir en 3 ó 4 veces este valor sin perder calidad

de vida.

Las instalaciones domésticas en zonas rurales de países en desarrollo se

diseñan para una estimación de consumo alrededor de los 200-400 Wh/día. Al

contrario de lo que pueda parecer, no existen problemas globales de déficit de

energía, ya que normalmente no existen los recursos económicos para disponer de

un gran equipamiento eléctrico.

En todo caso, las instalaciones autónomas deben siempre tratar de mantener

valores de consumo reducidos.

Si el consumo es variable durante el año, puede completarse una plantilla por

cada mes, resultando en total 12 valores de Ldm. Después se compara con los 12

valores mensuales de radiación solar diaria, Gdm, y se selecciona el mes más

desfavorable.

Resumiendo, los valores de radiación y de consumo diarios del mes más

desfavorable serán los datos de entrada del método de diseño.

5.10.3. Diseño del generador fotovoltaico

El diseño del generador fotovoltaico consta de dos etapas. En primer lugar debe

estimarse una potencia nominal que permita suministrar el consumo previsto

para, a continuación, realizar la configuración serie- paralelo más adecuada.

69


5.10.4. Potencia del generador fotovoltaico

Para estimar la potencia nominal del generador se utilizan los datos de radiación

solar y de consumo medios diarios del mes más desfavorable del apartado anterior.

El generador bajo la insolación media de trabajo, debe ser capaz de suministrar la

demanda energética, incrementada en una proporción definida como Factor de

Seguridad del Generador, FSG. Así, se tiene:

donde GCEM = 1.000 W/m2 es la irradiancia en Condiciones Estándar de

Medida, de forma que el resultado de potencia corresponda a potencia nominal en

watios-pico.

Por tanto, la potencia nominal del generador fotovoltaico se obtiene de la siguiente

expresión:

El diseñador debe establecer un factor de seguridad o sobredimensionado, en

función de las características de la aplicación y del lugar de ubicación. El rango

habitual se encuentra entre 1,1 y 1,4, con valores inferiores para zonas de

meteorología más uniforme y para aplicaciones no críticas, en las que una falta de

suministro no sea grave. Por el contrario, se fijan valores más elevados en zonas

con insolación más variable, en general de peor clima, y para aplicaciones donde

no se pueden permitir fallos en el suministro, como refrigeradores de vacunas,

sistemas de control o de comunicaciones relevantes, etc.

70


Se comprende que un mayor factor de seguridad implica un generador fotovoltaico

de mayor tamaño y un incremento del coste.

5.10.5. Configuración del generador

Después de realizar una primera estimación de la potencia nominal del generador,

éste debe configurarse mediante la asociación de paneles en serie y paralelo.

En primer lugar, es necesario definir la tensión nominal de operación del sistema:

12, 24, 48 V, etc.

Los sistemas de baja potencia (hasta 150-200 Wp) operan a 12 V nominales.

Desde esos valores hasta los 500 Wp puede configurarse un sistema a 24 V. Por

encima de los 500 Wp y hasta los 2 kWp se suele trabajar a 48 V.

En sistemas de mayor potencia, o bien se aumenta tensión, por ejemplo a 96 V, o

bien se realizan dos configuraciones en paralelo, de forma que la corriente se

reparta y no existan excesivas pérdidas en el cableado.

A continuación se configuran las ramas de paneles en serie, como:

Como se suele seleccionar una tensión de generador múltiplo de 12 V y la tensión

de los paneles habituales en este tipo de instalaciones es de 12 V o 24 V, resulta un

número entero.

71


El número de ramas en paralelo debe ser tal que se alcance la potencia

nominal estimada anteriormente.

Como el número de ramas debe ser un número entero, para asegurar el suministro

con mayor garantía, se selecciona el inmediato superior. Sin embargo, si existen

restricciones presupuestarias, se puede elegir el número de ramas inmediato

inferior y recalcular el factor de seguridad del conjunto. De esta forma, el

generador fotovoltaico efectivamente configurado es:

5.10.6. Dimensionado de la batería

La batería se dimensiona para garantizar el suministro eléctrico durante un

determinado número de días en ausencia de radiación solar. Debe

establecerse, por tanto, un factor de seguridad del almacenamiento o número de

días de autonomía, NAUT.

Por muy bien que hayamos tratado de estimar la radiación diaria media del mes

más desfavorable, se mantiene la incertidumbre sobre lo que va a ocurrir en el

futuro. Además, aun cuando el valor medio se ajustara a nuestra estimación,

puede alcanzarse dicha media incluso con varios días de muy baja insolación,

seguidos por otros de valores por encima de la media.

El número de días de autonomía recomendable se sitúa en un rango amplio entre

los 3 y los 8 días, dependiendo del lugar geográfico y del tipo de aplicación.

72


En esos días de baja insolación es la batería la que suministra la electricidad si su

capacidad de diseño lo permite.

Así pues, la energía útil o capacidad útil almacenable en la batería se obtiene como:

Por tradición, la capacidad de una batería siempre se especifica en A.h, en lugar

de W.h. Aunque la tensión de la batería es variable, el paso de unas unidades a

otras se realiza dividiendo por la tensión nominal:

Debe recordarse aquí que para prolongar el tiempo de vida de la batería, sólo

podía descargarse hasta un cierto nivel, definido anteriormente como "profundidad

máxima de descarga", PDMAX, que se encarga de fijar el controlador de carga. De

esta forma, la capacidad nominal de la batería, que debe buscarse en el

catálogo de fabricantes, es:

De entre los modelos disponibles debe seleccionarse uno de capacidad similar a

la estimada. Sin embargo, puesto que la capacidad de la batería depende del

régimen de descarga, a la hora de buscar en catálogo debe saberse a cuál nos

estamos refiriendo.

73


La norma DIN 40736 establece unos regímenes de corriente excesiva, en

descargas muy rápidas inferiores a las 10 horas de duración, que en nada se

asemejan a las condiciones operativas reales de una instalación fotovoltaica.

Así, se puede considerar una corriente de descarga media-baja, típica de las

aplicaciones fotovoltaicas. Es común referenciar la capacidad a la descarga en 20

horas, C20 e incluso en C100.

- Valores operativos del sistema

Antes de buscar en el catálogo de controladores de carga e inversores, deben

fijarse las condiciones de operación básicas: tensión nominal de operación y

corrientes máximas.

- Elección del controlador de carga

El controlador de carga seleccionado debe tener una tensión nominal igual

a la fijada para el conjunto del sistema, VNOM.

Además, debe ser capaz de resistir la máxima corriente de circulación en

condiciones operativas normales, tanto en la línea de generación como en la de

consumo. Se suele exigir un factor de seguridad de un 25% para prever

condiciones de elevada temperatura, para las que la disipación de calor de los

componentes semiconductores (MOSFET, IGBT) se vea dificultada. Así, debe

verificarse:

74


En la línea de consumo, la máxima corriente se produce con todos los equipos

conectados.

Si se quiere limitar la potencia de consumo a un valor inferior, contando con el

factor de simultaneidad, deben incluirse medios de protección frente a sobrecarga.

En el caso de que los consumos en alterna se conectan directamente a la batería a

través de un inversor, la línea de consumo del controlador deberá soporta

únicamente los consumos de continua.

Una vez seleccionados los equipos que cumplen con las especificaciones de

tensión y corriente máxima fijadas, es cuando deben valorarse otros aspectos

como la estrategia de regulación de batería, el autoconsumo, el precio, los plazos

de entrega o el servicio postventa.

- Elección del inversor

El inversor seleccionado debe tener una tensión nominal igual a la fijada para el

conjunto del sistema, VNOM.

El inversor, además, debe resistir sin daño la máxima corriente de entrada, en

continua. Ésta se obtiene a partir de la potencia en alterna, corregida por el

rendimiento medio del inversor y dividida por la tensión nominal del sistema, en

continua. Se exige también un factor de seguridad del 25%:

75


Además, el inversor debe ser capaz de soportar los picos de arranque,

como ya se indicó en la sección descriptiva previa.

Una vez verificadas estas especificaciones debe contemplarse una elevada

eficiencia, una buena estabilidad en las variables de salida, además del precio.

- Sección de los conductores

Como se explicó en el apartado 4, los conductores eléctricos en una instalación

fotovoltaica autónoma deben tener una sección tal que las caídas de tensión en

ellos estén limitadas.

De la expresión general de cálculo de la caída de tensión, se puede obtener la

sección mínima de cable a la máxima corriente de circulación en cada caso, como:

Ejercicio:

Calcular la distancia máxima entre equipos para cumplir las recomendaciones de la

tabla 7 en cada una de las líneas de la instalación si se dispone de un cable de

cobre de 2,5 mm2 de sección, con una corriente máxima de 3 A en un sistema de

12 V de tensión nominal. Nota: ρCu = 0,01724 Ω.mm2/m a 20°C.

Solución:

La distancia máxima se obtiene sin más que despejar de la ecuación anterior, como:

76


- Línea de generación (generador-controlador):

- Línea de batería (batería-controlador):

- Línea de consumo (controlador-equipo de consumo más alejado):

En caso de requerir distancias mayores por la configuración del lugar de

instalación, se debe recurrir, o bien a una sección de cable de mayor grosor,

o bien a un sistema a 24 V o superior.

5.11. Ejemplo de cálculos

Se quiere diseñar una instalación fotovoltaica autónoma para el suministro eléctrico

de una escuela rural situada en el entorno de la localidad de Abra Pampa, en la

provincia argentina de Jujuy. El consumo es constante, excepto en los meses de

vacaciones (enero y febrero en el verano austral y julio en invierno), en los que

se reduce a un 20% del habitual.

PROYECTO: Escuela Rural.

LOCALIDAD: Abra Pampa (Prov. de Jujuy, Argentina).

LATITUD: 22,8o Sur.

ALTITUD: 4.000 msnm.

77


- Recurso solar

De la Base de Datos Internacional H-World, de Censolar, se obtienen los 12

valores medios mensuales de radiación solar sobre superficie horizontal. Se

reflejan en la tabla 10 junto a los valores modificados para una inclinación de 40º y

orientación Norte (hemisferio sur).

78


Al inclinar los paneles 40º, si bien la ganancia solar anual es de sólo un 6% respecto

a la horizontal, para el mes de diseño (junio) es de un 35%, sin incremento de coste

alguno.

Por tanto, tenemos como primer dato de entrada la radiación solar diaria, para el

mes de invierno de junio (hemisferio sur). Como en este mes el consumo es normal,

se toma como mes de diseño:

Gdm (40º) = 5.080 Wh/día

- Consumo eléctrico

El equipamiento eléctrico de la escuela se muestra en la tabla 11. Se ha diseñado

una línea de consumo en continua para iluminación y otra en alterna para el resto

de equipamiento.

Suponemos que la línea de continua sale del controlador de carga y la de alterna

directamente de la batería a través del inversor.

79


Si bien todavía no se ha seleccionado el inversor, se puede suponer una eficiencia

media ηINV = 0,9. Se corrigen los valores de potencia en alterna (salida del

inversor) para la estimación de la energía total en continua, que debe suministrar

el generador y la batería. Así, tenemos como datos de entrada de consumo,

mostrados en la tabla 11:

- Dimensionado inicial de la instalación

Los datos de partida del diseño del sistema son los siguientes:

- Radiación mes de diseño (Gdm): 5.080 W.h/m2.día.

- Consumo estimado (Ldm): 1.815 Wh/día.

- Factor de seguridad generador (FSG): 1,25.

- N.º días autonomía batería (NAUT): 5.

- Profundidad máxima de descarga (PDMAX): 80%.

- Sistema a 24 V.

Si bien todavía no se ha determinado la potencia del generador, la experiencia

indica que un sistema a 24 V puede ser adecuado. En todo caso, si al calcular

aquélla es necesario reducir o aumentar la tensión nominal, no hay inconveniente

alguno.

80


Se decide aplicar un factor de seguridad de generador del 1,25, intermedio en el

rango indicado anteriormente. Asimismo, se diseña para 5 días de autonomía de

batería ya que, si bien no es habitual que ocurran tantos días sucesivos con muy

baja insolación, el tipo de aplicación lo justifica.

Esta batería sólo se va a descargar hasta un 80% como máximo, con el objeto de

preservar sus condiciones el mayor tiempo posible.

La potencia nominal estimada del generador se obtiene como:

La capacidad nominal de batería:

En amperios-hora, resulta:

- Diseño del sistema y selección de componentes

Para terminar de configurar la instalación hay que recurrir a los equipos del

mercado. Además de los aspectos técnicos, deben considerarse el precio y la

distribución.

81


- Generador fotovoltaico

Queremos configurar un generador fotovoltaico de 446 Wp a 24 V nominales; para

ello se seleccionan paneles de 12 V de tensión nominal. Las especificaciones

técnicas básicas se muestran a continuación:

El número de paneles en serie es:

Para alcanzar la potencia nominal es necesario asociar varias ramas en paralelo

iguales:

Como debe ser un número entero, se configuran 3 ramas en paralelo de 2 paneles

en serie cada una.

Así, el generador fotovoltaico realmente configurado tiene una potencia

82


nominal:

- Batería

En cuanto al acumulador, se configura a partir de los modelos en catálogo con la

estimación inicial de C100 ≈ 470 Ah y 24 V de tensión nominal.

Se observa cómo la nomenclatura del modelo se corresponde con la capacidad

C100, propia de sistemas fotovoltaicos, mientras que la normativa DIN 40736 o

IEC 61427 aplican descargas excesivamente rápidas y, por tanto, de menor

capacidad aprovechable.

Se seleccionan 12 vasos de 2 V de capacidad:

CNOM,B=C100= 519 Ah

La batería seleccionada conlleva un ligero incremento de la autonomía respecto a

lo previsto. Este hecho puede ser positivo considerando el envejecimiento posterior

de los acumuladores.

83


- Controlador de carga

El controlador debe tener una tensión nominal de 24 V. Por la línea de generación

circula toda la corriente del sistema, mientras que por la de consumo sólo la

alimentación en continua (120 WDC). Las corrientes máximas en línea de

generación y de consumo de:

Existen modelos de 20 A máximos en cada línea y tensión nominal a 24 V. Como

regla de aplicación general, si el valor de corriente supera al de tensión, conviene

pasar a un sistema de tensión nominal superior.

- Inversor

El inversor debe tener una tensión nominal de entrada de 24 V, con una potencia

máxima de salida de 200 WAC. La corriente admisible debe ser:

84


Como ejemplo, se selecciona el siguiente inversor, algo sobredimensionado:

Inversor ASP TC PICCOLO

- Potencia nominal: 300 VA.

- Eficiencia máxima: 92 %.

- Tensión nominal de entrada: 24 V.

- Rango de tensión de entrada: 21-32 V.

- Consumo en modo stand-by: 3 W.

- Rango de temperatura: -25/+60 °C.

- Dimensiones:190 x 110 x 75 mm.

- Peso: 2,5 Kg.

- Cableado eléctrico

Para determinar las secciones de los cables es necesario conocer las distancias a

las que estarán situados los diferentes equipos del sistema fotovoltaico.

Suponemos el estudio para las siguientes distancias:

- Generador-controlador de carga: 6 metros.

- Batería-controlador de carga: 2 metros.

- Controlador de carga-equipos de consumo DC (más alejado): 12 metros.

A partir de los valores de caídas de tensión máximas recomendadas para cada

línea del sistema (tabla 5.7), se obtiene la sección mínima de cable a instalar como:

Se utilizan cables de cobre (ρCu = 0,01724 Ω.mm2/m a 20°C).

Las corrientes máximas y secciones mínimas, en las líneas de generación,

batería y consumo, son:

85


- Línea de generación (generador-controlador):

- Línea de batería (batería-controlador):

- Línea de consumo DC (controlador-equipo de consumo más alejado):

En función del coste y disponibilidad de cada tipo de cable estandarizado se

realizará la selección final.

86


5.12. Instalación del sistema fotovoltaico

En la instalación de un sistema fotovoltaico autónomo pueden seguirse las

siguientes etapas:

- Ubicación de la instalación (punto de vista técnico y de

integración en el lugar).

- Instalación de estructura soporte y colocación y conexión de los paneles

(Instalación del Generador FV).

- Montaje de baterías y equipos de regulación y control.

- Tendido de cables y red de consumo (polaridad en DC,

protecciones).

- Pruebas y verificación, puesta en marcha.

- Comprobación funcionamiento equipos de consumo (inspección visual,

multímetro).

En el proceso de instalación se deben cumplir una serie de requisitos que es

necesario verificar. Algunos de ellos provienen de la fase previa de diseño, pero en

este momento es cuando se van a instalar sobre el terreno. Son los siguientes:

- Generador FV:

- Paneles del mismo modelo (mismas características).

- Longitud de cableado mínima.

- Orientación e inclinación adecuadas, evitando sombras futuras.

- Acumuladores:

- Ubicación protegida de la intemperie y en zona sombría (T ≈ 20oC).

87


- En conexiones serie, baterías iguales (modelo y

antigüedad).

- No más de 2 baterías en paralelo (siempre del mismo modelo).

- Equipos de regulación y acondicionamiento de potencia:

- Ubicación centralizada en cuadro eléctrico, con protecciones

(magnetotérmico).

- Ubicación próxima a baterías.

- Cableado:

- Distancia mínima de cables, especialmente en línea batería-

regulador. Grosor suficiente (caídas de tensión mínimas).

- Observancia de polaridad en líneas DC.

Los diferentes componentes de la instalación deben conectarse siguiendo un

determinado orden, salvo indicación contrario, por parte del fabricante o

distribuidor:

- Conexión cables de regulador a batería (primero en terminales de regulador)

- Comprobación operación correcta regulador.

- Conexión cables línea de generación, primero en el regulador.

- Conexión líneas de consumo, con equipos apagados.

- Medida de tensiones en todos los equipos.

- Puesta en marcha de la instalación.

88


5.13. Mantenimiento del sistema fotovoltaico

Los sistemas fotovoltaicos autónomos, requieren poco mantenimiento. Sin embargo,

algunas de las tareas pueden llegar a ser críticas si no se realizan. A continuación

se indican las principales labores que se deben realizar como mantenimiento

preventivo normal:

- Limpieza de paneles FV (inspección visual).

- Comprobación conexiones eléctricas.

- Comprobación nivel de líquido de baterías (inspección visual).

- Comprobación funcionamiento de regulador e inversor

(inspección visual, multímetro).

- Comprobacón funcionamiento equipos de consumo (inspección visual,

multímetro).

Un mantenimiento más avanzado puede incluir también la medida de la

densidad de cada vaso de la batería y la verificación de los umbrales de actuación

del controlador de carga y del inversor.

5.14. Fiabilidad de las instalaciones

Una instalación fotovoltaica autónoma debe suministrar energía eléctrica de forma

fiable y segura. La fiabilidad de este suministro, esto es, la ausencia de

interrupciones, puede verse afectada por dos clases de situaciones relativamente

independientes.

Por una parte, se puede identificar una fiabilidad técnica, por fallos súbitos en los

equipos, que impida el suministro eléctrico. Debe tenerse en cuenta que por la

localización habitual de las instalaciones autónomas, alejadas de las grandes

poblaciones, un fallo puede suponer la interrupción del suministro durante días

o semanas. A ello se añaden las dificultades para encontrar repuestos de

determinados componentes. En aplicaciones en zonas rurales de países en

desarrollo debe valorarse este hecho a la hora de realizar la selección del

material.

89


Deben considerarse también los fallos de instalación. Se recomienda al respecto

el Cuaderno de campo de electrificación rural fotovoltaica (Caamaño et al., 2001),

donde se muestran fotografías comentadas de instalaciones fotovoltaicas que

presentan malas prácticas en la instalación, junto a ejemplos correctos.

Por otra parte, se ha comentado la limitación energética intrínseca a todo sistema

autónomo, en el que la capacidad de almacenamiento es limitada. Si la energía

almacenada se agota, el suministro eléctrico se interrumpe. Se puede identificar

una fiabilidad energética, como la ausencia de interrupciones por agotamiento

de la energía almacenada, en un sistema sin fallos.

En este sentido, el dimensionado correcto de la instalación, en función de la

insolación solar esperada y del consumo energético previsto, resulta clave para

evitar problemas de fiabilidad energética.

Sin embargo, no es suficiente con un diseño bien realizado para garantizar la

operación del sistema durante su vida.

Además de la incertidumbre en la variabilidad de la radiación solar y de la demanda

eléctrica, los diversos componentes del sistema pueden sufrir una degradación

progresiva, o fallos súbitos, que modifiquen las condiciones de inicio.

Se indican a continuación las principales características operativas de los sistemas

causadas por la evolución de sus componentes.

El generador fotovoltaico reduce su potencia con el paso de los años,

fundamentalmente por la degradación del material transparente que recubre y

protege las células. Sin embargo, la pérdida de potencia es pequeña, sobre un 1%

anual, lo que no afecta en demasía a la operación del sistema.

Asimismo, la fiabilidad de estos equipos es bastante elevada, con tasas de fallo

súbito muy bajas. Existen algunos ejemplos de partidas de paneles defectuosas,

pero normalmente se han detectado en los primeros momentos de su operación.

90


En general, un fallo del generador, o de la línea de carga de las baterías, implica

una peor recarga de éstas. Si esto sucede, la energía almacenada se reduce y,

además, se puede producir una degradación de batería mayor.

En realidad, la instalación defectuosa es la principal causa de mal funcionamiento

del generador.

Las baterías, por el contrario, sí experimentan una pérdida de capacidad

significativa con el tiempo, si bien la tasa depende mucho del tipo de batería y de

su régimen operativo. Es menos habitual el fallo súbito de batería que esta pérdida

de capacidad.

Si la batería pierde capacidad, la energía disponible es menor, con lo que el número

de días de autonomía baja y aumenta el riesgo de interrupción del suministro.

Un punto interesante está relacionado con la toma de decisión sobre el momento

del recambio de la batería. Por ser la degradación progresiva en muchos casos,

el sistema sigue operando, pero no tan bien como antes. Se valora, por otra

parte, el coste de la batería nueva, lo que conduce en ocasiones a una

prolongación excesiva de la vida de la batería, con un servicio eléctrico deficiente.

91


En la figura 22 se muestra un ejemplo de estudio de la operación de las baterías

con el envejecimiento. Los datos se han obtenido del Instituto de Energía

Solar y el Fraunhöfer-ISE. Se refieren a la capacidad remanente en el momento

del recambio, después de 8 años de media en operación. Sobre esos datos se ha

supuesto una degradación lineal con el tiempo.

Cabe destacar que son baterías de tipo automóvil, de duración media inferior

a las baterías tubulares, si bien de coste menor y aplicación muy extendida.

Se observa cómo en este modelo lineal, después de 2 a 3 años la capacidad es de

sólo el 80% de la nominal inicial. Es decir, el número de días de autonomía se ha

reducido en un 20%, un valor todavía bajo para pensar en el recambio, salvo

aplicaciones profesionales muy concretas.

Después de 6 años, la capacidad se encuentra entre el 25 y el 60% de la de diseño;

lógicamente, el servicio eléctrico no puede ser adecuado.

Los datos del terreno a los 8 años presentan una capacidad real en el momento del

recambio entre el 5 y el 50% de la inicial.

Los demás componentes presentan tasas de fallo súbito más o menos constantes,

típicas de los equipos electrónicos, sin degradación progresiva en sus condiciones.

El uso de micro-redes fotovoltaicas para la electrificación de comunidades de

tamaño pequeño-medio en los países en desarrollo se ha incrementado en los

últimos años. Se encuentran experiencias en China, Tailandia, Marruecos o Brasil,

entre otros, que muestran la relevancia de esta tecnología.

Son sistemas aislados, sin conexión con otras redes eléctricas, con generación

fotovoltaica centralizada o, más comúnmente, generación compartida fotovoltaica-

diesel.

92


Las condiciones particulares de aislamiento y los lugares habituales de instalación,

alejados de los grandes centros comerciales y económicos, requieren una

tecnología autosuficiente y fiable.

El diseño de un sistema centralizado para toda la población, en lugar de un elevado

número de sistemas individuales, resulta beneficioso en términos de mantenimiento

técnico, concentración de recursos, gestión energética y administrativa, etc.

Al ser una instalación autónoma, las limitaciones energéticas persisten, por

lo que resulta fundamental el control del consumo de cada uno de los usuarios

para no perjudicar al resto en caso de consumo excesivo.

Éste es especialmente importante en las minicentrales con generador fotovoltaico,

sin sistema auxiliar, cuyo esquema se muestra en la figura 23. Su uso se extiende a

comunidades de pequeño tamaño, de no más de 100 viviendas.

En este tipo de instalaciones el consumo se realiza todo en alterna, con líneas

aéreas o subterráneas, estando el inversor en el propio recinto de la central.

En las centrales sólo fotovoltaicas resulta clave el ajuste de los umbrales de

regulación. Se analizó en detalle su influencia en sistemas individuales; los

efectos son similares en este caso, pero multiplicados por el número de usuarios.

93


A modo de ejemplo, se muestran a continuación los datos básicos de algunas

centrales fotovoltaicas que suministran electricidad a pequeñas comunidades

rurales en Argentina.

Se observa cómo sistemas aparentemente similares generan cantidades de energía

diferentes, en un rango de 60 a 100 kWh/kWp.mes. Estas diferencias pueden

deberse, o bien a problemas en la instalación, o bien a diferencias en la demanda

energética real sobre lo previsto en el diseño inicial.

En poblaciones mayores es más recomendable completar la generación con un

sistema de apoyo, normalmente diesel. De esta forma, se garantiza un mejor

suministro eléctrico y se actúa ante posibles anomalías o condiciones adversas.

Bastantes instalaciones híbridas actuales provienen de viejos generadores diesel

que con el tiempo estaban ofreciendo un servicio eléctrico irregular, con pocas

horas de electricidad al día, problemas de mantenimiento y un excesivo consumo de

combustible, agravado por el incremento de los precios.

La inclusión de una planta fotovoltaica en paralelo, permite incrementar las horas

de suministro, al tiempo que se reduce el tiempo de operación del generador diesel,

con el consiguiente ahorro en combustible y en mantenimiento.

94


El esquema funcional básico de una minicentral híbrida se muestra en la figura 24.

En la tabla 15, se muestras datos técnicos de diseño y operativos de 8 centrales

híbridas localizadas en la región del altiplano argentino.

95


Como dato más llamativo se observan las grandes diferencias en cuanto a

consumo de combustible, desde 1,8 a 8,3 litros/cliente mes. Estas diferencias

pueden indicar casos de mal funcionamiento del sistema generador solar/batería; lo

más probable una degradación de las baterías. También puede deberse a una

estrategia de conexión del sistema FV y diesel equivocada.

En este sentido, las minicentrales aisladas presentan diferentes estrategias de

operación posibles. La secuencia operativa entre el generador diesel y el

fotovoltaico afecta al consumo de combustible, al régimen de ciclado y tiempo de

vida de la batería y, en definitiva, a la fiabilidad general y al coste del suministro

eléctrico.

Se analizan a continuación las más aplicadas en el terreno:

- Operación programada del generador diesel: en algunas viejas centrales de

gasóleo repotenciadas con un generador fotovoltaico se mantiene el

hábito de conectar el generador diesel un cierto número de horas al día.

Es un control simple, normalmente manual, que, si bien permite reducir la

descarga de batería, implica un gasto de combustible excesivo y en ocasiones

no justificado.

- Generador fotovoltaico con diesel como reserva ante parada: es bastante

habitual operar la planta fotovoltaica como si no tuviera un generador diesel y

conectar éste únicamente ante señal de batería descargada.

El generador diesel puede, entonces, dedicarse a suministrar sólo la demanda

o también a recargar las baterías. De esta forma se logra que las baterías

recuperen carga antes y no permanezcan durante un período prolongado en

estados de mayor degradación. Cuando se alcanza el umbral de reconexión de

batería, el generador diesel se para y el sistema FV/batería vuelve a operar.

En este tipo de estrategia es clave el ajuste de los umbrales de desconexión y

reconexión, ya que determinará el consumo de combustible y el nivel de

descarga de las baterías. Requiere, además, un control automatizado del

sistema.

96


- Operación conjunta FV/batería/diesel: si en lugar de realizar el cambio de

operación desde el sistema FV/batería al diesel a un umbral fijo, con baterías

bastante descargadas, se realizan recargas intermedias, es posible prolongar la

vida de las baterías con un gasto de combustible razonable. Esta estrategia

requiere de la monitorización de un mayor número de variables y de un

estudio más profundo.

5.15. Bombeo de agua

Cada vez hay más regiones en el mundo con graves problemas de abastecimiento

de agua. A esto se unen los problemas sanitarios derivados del consumo de agua

en malas condiciones, causa de un 80% de las enfermedades, según la

Organización Mundial de la Salud.

Los sistemas fotovoltaicos para el bombeo de agua de ríos para riego y de pozos y

sondeos para consumo humano y riego son una de las aplicaciones más relevantes

de la tecnología solar.

Son sistemas con una elevada fiabilidad, que no requieren del uso de baterías, ya

que el almacenamiento se realiza en el depósito en altura. Además, son

silenciosos y se evita tanto el gasto de combustible como la incertidumbre por las

fluctuaciones de su precio y las dificultades en el suministro.

97


Los sistemas fotovoltaicos bombean poco caudal durante muchas horas,

dependiendo lógicamente de la potencia de la instalación.

Este régimen de operación se adapta bien a las condiciones habituales de los

pozos en zonas áridas o semi-áridas de muchos países, incluido España, donde

una extracción muy rápida puede fácilmente secar el pozo.

Las aplicaciones más comunes del bombeo fotovoltaico son las siguientes:

- Abastecimiento de agua a viviendas y núcleos de población rural.

- Riegos agrícolas, riego por goteo.

- Bebederos de agua en instalaciones ganaderas.

Según el tipo de consumo que se pretende cubrir, varían las necesidades de agua

y la distribución a lo largo de año. Por ejemplo, para determinadas aplicaciones de

riego, la demanda de agua se adecua, en parte, a los períodos de mayor radiación

solar, lo que beneficia el uso de esta tecnología.

- Componentes de los sistemas de bombeo

Una instalación de bombeo consta de los siguientes elementos básicos:

- Generador fotovoltaico.

- Motobomba.

- Equipos de acondicionamiento de potencia: convertidor DC/DC, inversor

DC/AC y variadores de frecuencia.

- Depósito de agua.

- Dispositivos de monitorización: sensores de nivel, medidores de

corriente, caudal.

- Instalación hidráulica.

- Instalación eléctrica.

98


El generador fotovoltaico y los paneles que lo forman no presentan ninguna

diferencia sobre lo ya descrito para otras aplicaciones, con sus propias condiciones

de tensión, corriente y potencia en función del equipamiento eléctrico asociado.

En general, en aplicaciones de bombeo las tensiones de trabajo son superiores al

resto de sistemas autónomos. En sistemas con inversor la tensión de entrada

se suele encontrar entre los 120 y los 300 VDC, con ramas de entre 8 y 20

paneles en serie. Incluso en los de baja potencia, la motobomba puede precisar de

tensiones de entrada de 48 a 60 VDC.

Para estas aplicaciones de baja potencia (< 400 Wp) existe una gran variedad de

bombas en el mercado, centrífugas, de diafragma, de pistón, etc. En este rango

tienen un gran peso los sistemas accionados directamente en continua, con un

convertidor DC/DC que sitúe el punto de trabajo del generador próximo al punto

de máxima potencia.

Para potencias mayores, las opciones se reducen actualmente al uso de las

bombas centrífugas sumergibles multietapas. Llevan acoplado un motor AC, como

se muestra en la figura.

Estos sistemas incluyen un inversor DC/AC con salida a 50 ó 60 Hz. Este tipo de

sistemas cubren el rango de los 400 a los 2.000 Wp, lo que deja desabastecidas

las aplicaciones de gran potencia, con alturas elevadas.

99


En este sentido, se empieza a extender el uso de variadores de frecuencia

acoplados a motores trifásicos AC. La frecuencia de salida del convertidor varía

con la potencia de entrada y de esta forma se modifica también la velocidad de

giro del motor, según:

donde p es el número de pares de polos de la máquina.

- Diseño y operación de un sistema de bombeo fotovoltaico

La energía hidráulica que caracteriza una extracción de agua se puede medir en

m4/día, producto del volumen de agua diario (m3/día) que se debe bombear desde

una determinada profundidad (m). Para un misma bomba, a mayor altura, menor

caudal de bombeo, como se muestra en la figura 27.

Como referencia práctica del tipo de sistema que se instala en la actualidad se

indican los valores característicos de varios bombeos de agua realizados por el

Instituto de Energía Solar dentro del proyecto MEDA, en los países del Magreb.

100


La altura de bombeo es la diferencia de cota entre el nivel del agua en condiciones

de bombeo y la entrada al depósito, a la que hay que sumar las pérdidas por

fricción en las tuberías.

Al bombear, el nivel del agua disminuye, aumentando la altura total en función de

las características del pozo y del terreno. La profundidad del agua en bombeo se

conoce como altura dinámica.

El generador fotovoltaico que se va a diseñar debe ser capaz de suministrar la

energía eléctrica demandada por la instalación, EEL, en valores diarios y para el

mes más desfavorable.

Como datos de partida, se dispone de los 12 valores medios mensuales

de radiación solar incidente sobre los paneles en su posición definitiva,

Gdm(Wh/m2día). Además, se estiman las 12 medias mensuales de volumen de

agua necesaria al día, Qdm(m3/día).

El mes para el que el cociente Gdm/Qdm es menor es el mes de diseño; el consumo

de agua diario para ese mes lo denominamos Qd.

101


La energía eléctrica se puede estimar como:

donde EH es la energía hidráulica con sus unidades correspondientes que tiene

en cuenta la densidad y la gravedad terrestre, nINV la eficiencia del

inversor, nMB la eficiencia de la motobomba, Qd el volumen diario

demandado y HTE la llamada altura de bombeo equivalente, que se explicará

posteriormente.

Por defecto, se puede tomar un rendimiento típico de 0,4 para bombas superiores

a 500 W y de corriente alterna, según se especifica en el Pliego de Condiciones

elaborado por el IDAE.

Sin embargo, para facilitar las labores de diseño de la instalación los propios

fabricantes de bombas ofrecen herramientas gráficas que permiten relacionar la

potencia nominal del generador fotovoltaico, PNOM,G, sobre el que incide una

determinada irradiación diaria, Gdm, con la altura equivalente, HTE, y el volumen

diario bombeado, Qd.

En la figura 28 se muestra la curva de funcionamiento de un sistema fotovoltaico

con una motobomba del mercado. Se puede emplear para estimar el volumen

diario bombeado para cualquier condición de irradiación diaria o bien, conocidas

las necesidades de consumo, para calcular la potencia del generador a instalar.

102


- Estimación de las necesidades de agua

El consumo de agua depende del tipo de aplicación y también de las costumbres

adquiridas. Para consumo humano, la OMS recomienda entre 40 litros por

persona y día, cuando en Madrid la media de consumo se sitúa en los 300

litros por persona y día. La elección del consumo de diseño en un rango tan

amplio va a marcar definitivamente el tamaño de la instalación.

Para facilitar el seguimiento del proceso se propone un proyecto de diseño de una

instalación de bombeo para el suministro de agua en tres vías:

- Consumo de agua potable.

- Riego por goteo en invernadero.

- Regadío.

A modo de ejemplo se toma un valor de 80 litros por persona y día, supuesta una

vivienda rural de 2 personas.

103


Además, se dispone de un invernadero con riego por goteo y una pequeña

superficie de regadío. Los datos de consumo diario para cada mes se muestran en

la tabla 17.

- Elección del mes de diseño

Se supone que los paneles tiene una inclinación de 20º, para mejorar la recepción

solar en verano que compense, en parte, el fuerte consumo en ese período.

Los datos de radiación diaria se toman de Madrid:

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El mes más desfavorable es agosto, de donde obtenemos los dos datos de

entrada del diseño:

Gdm = 6.820 Wh/m2.día

Qd = 10,66 m3/día

- Prueba de sondeo del pozo

El pozo está caracterizado por un conjunto de parámetros experimentales. En

primer lugar se mide el nivel estático, HST(m), que es la profundidad a la

que se encuentra el agua sin bombeo. Dependiendo de las condiciones del

lugar podría variar a lo largo del año, pudiendo incluso secarse en determinadas

épocas. Esta prueba debe hacerse en condiciones adversas, en los meses

secos de forma que se asegure que se van a producir mejores condiciones el resto

del año. A continuación se realiza una extracción de agua a un determinado caudal

de prueba, QT(m3/h), y se mide el nivel dinámico, HDT(m).

105


La disminución del nivel del agua al bombear se debe a que la extracción se

realiza a mayor ritmo que la reposición desde el acuífero, dependiendo de la

sequedad del terreno y del tipo de material. El nivel se estabiliza cuando los ritmos

de extracción y reposición se igualan.

La información sobre las características de cada pozo es más común de lo que

pueda pensarse. En la tabla 19 se muestran algunos ejemplos en los que se

pueden observar las grandes diferencias en el nivel dinámico en función del lugar (y

del tipo de terreno) y del caudal máximo de extracción, al que se realizó la prueba.

En el caso práctico que se está desarrollando, se suponen las siguientes

características del pozo:

HST = 30 m

HDT = 45 m

QT = 2 m3/h

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- Determinación de la altura equivalente

La altura equivalente de bombeo es un parámetro ficticio que considera las

características físicas del pozo y del depósito, las pérdidas por fricción en las

tuberías (contribución equivalente en altura) y la variación del nivel dinámico del

agua durante el bombeo, todo ello para un valor medio diario de extracción.

Para su cálculo puede utilizarse la siguiente expresión:

donde:

HD (m): altura del depósito. Medida entre la máxima cota del agua y el nivel del

suelo en el pozo. Suponemos una altura de 20 m.

HST (m): altura estática del pozo, HDT (m), altura dinámica, y, QT (m3/h), caudal

de prueba, son los datos obtenidos en la prueba de bombeo anterior.

QAP (m3/h): caudal medio o aparente. Valor medio del volumen de agua

requerido por hora:

La suma de los dos primeros términos es la altura desde la salida de la bomba en el

depósito hasta el nivel estático del agua. El tercer término es una corrección para

tener en cuenta el descenso de agua durante el bombeo y el cuarto es la

contribución equivalente en altura de las pérdidas por fricción en las tuberías y en

otros accesorios del sistema hidráulico (válvulas, codos, grifos, etc.).

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A falta de datos concretos, estas pérdidas se supondrán del 5% de la energía

hidráulica útil.

El caudal medio resulta:

La altura equivalente se obtiene como:

- Determinación de la potencia de generador

Una vez determinados los datos de radiación diaria, volumen que se debe bombear

y altura total equivalente, se entra en las curvas de funcionamiento diario de la

bomba y se calcula la potencia del generador fotovoltaico que se va a instalar. En el

ejemplo desarrollado:

Gdm = 6,82 kWh/m2día

Qd = 10,66 m3/día

HTE = 52 m

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Del gráfico operativo de la bomba se obtiene:

PNOM,G = 950 Wp

Este gráfico está referido a valores diarios. Podría ocurrir, sin embargo, que

hubiera momentos de muy elevado caudal de bombeo instantáneo (m3/h) que

pudieran secar el pozo.

Debe realizarse un último estudio sobre la compatibilidad entre la bomba y el pozo.

En los datos de la tabla 19 se indicaba el caudal instantáneo máximo de los pozos,

que en ningún caso puede ser alcanzado.

109


Los propios fabricantes de bombas suministran las curvas de operación

instantánea que permite completar esta evaluación de compatibilidad. Se muestra

un ejemplo en la figura 31.

La condición del análisis establece que el caudal bombeado debe ser inferior al

caudal máximo del pozo al 80% de la potencia nominal del generador, para una

altura igual a la profundidad dinámica del pozo medida desde la entrada al

depósito:

Hins = HDT + HD = 45 + 20 = 65 m en el ejemplo.

La evaluación al 80% se debe a que, como se ha explicado anteriormente, el

generador difícilmente puede entregar su valor de potencia en watios-pico por los

efectos de reducción por temperatura de célula, fundamentalmente.

110


En el ejemplo de estudio:

PDC = 0,8 PNOM,G = 0,8 x 950 = 760 W

Del gráfico anterior resulta un caudal instantáneo máximo de 1,3 m3/h, que

debe ser inferior al máximo del pozo.

- Requisitos de operación y seguridad de los sistemas de bombeo

Las instalaciones de bombeo deben disponer de una serie de sensores y

protecciones que aseguren su buen funcionamiento de forma segura. Se detallan

las siguientes:

- Detección de presencia de agua en el pozo: un pozo puede sufrir variaciones

estacionales de su capacidad o extracciones masivas que lleven a su secado.

- Protección frente a funcionamiento en seco: si el nivel dinámico del agua

disminuye tanto como para dejar al aire la bomba, se produce el fenómeno de

cavitación, muy dañino para ésta. Además de la estimación del nivel del agua

del bombeo para las épocas más secas del año, resulta obligado incluir un

sensor de nivel que pare la bomba ante un descenso excesivo del agua.

- Sensor de nivel en el depósito: cuando el depósito está lleno, el bombeo debe

interrumpirse para evitar que aquél rebose y se malgaste el agua.

- Protección de equipos eléctricos: los equipos deben incluir las protecciones

habituales frente a sobrecarga, sobretensión, cortocircuito, etc.

- Caídas de tensión en cables mínimas (< 3% VNOM): toda caída de tensión es

una pérdida de energía, a lo que se suma que la tensión de alimentación

puede verse reducida.

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112

- Protección de pozo y tanque frente a la entrada de líquidos y sólidos: para

el buen funcionamiento de la bomba, debe haber un filtrado que evite la

presencia de objetos en el agua. Además, si el agua se dedica al consumo

deben cuidarse sus condiciones higiénicas.

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