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Universidad de Jaén Departamento de Electrónica

Electrónica Aplicada a los Sistemas Fotovoltaicos

Juan D. Aguilar Peña Juan Francisco Merino Baena Septiembre 2014 Universidad de Jaén


Electrónica Aplicada a los Sistemas Fotovoltaicos © Juan Domingo Aguilar Peña y Juan Francisco merino Baena Jaén (España) 2014 Escuela Politécnica Superior. Universidad de Jaén (España) Departamento Ingeniería Electrónica y Automática

Este manual electrónico llamado ELECTRÓNICA APLICADA A LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS tiene licencia Creative Commons


PFC: Conceptos de Electrónica Aplicada a Sistemas Fotovoltaicos: Teoría y Simulación

ÍNDICE BLOQUE I: Repaso y Conceptos de Modelado mediante Pspice de Sistemas FV………. 11 Capítulo 1: Conceptos de la Célula Solar. Modelado por Ordenador………………… 13 1.1 Introducción: El Efecto Fotovoltaico. 1.2 Características Eléctricas de la Célula. 1.2.1 Corriente de Cortocircuito en la Célula Solar. 1.2.2 Tensión de Circuito Abierto en la Célula Solar. 1.2.3 Punto de Máxima Potencia. 1.2.4 Factor de Forma (FF) y Rendimiento de Conversión Energética (η).

14 14 15 15 16 17

1.3 Modelo Eléctrico de una Célula Solar.

18

1.4 Efectos de la Temperatura y la Radiación en la Célula Fotovoltaica. 1.4.1 Influencia de la Temperatura. 1.4.2 Influencia de la Irradiancia.

20 21 21

1.5 Condiciones Estándares de Funcionamiento y la Temperatura de Operación Nominal de la Célula (TONC). 1.5.1 Condiciones Estándares de Funcionamiento. 1.5.2 Temperatura de Operación Nominal de la Célula. 1.5.3 Comportamiento en Condiciones Cualesquiera de Operación.

22 22 22 23

1.6 Modelado de una Célula Solar. 1.6.1 Modelado de una Célula Solar de Silicio para Obtención de sus Curvas Características. 1.6.2 Modelado de una Célula Solar de Silicio para Obtención de sus Curvas de Funcionamiento en Régimen Transitorio.

23

1.7 Conexionado de Células Fotovoltaicas. 1.7.1 Conexión serie. 1.7.2 Conexión Paralelo. 1.7.3 Conexión Serie-Paralelo.

27 27 28 29

1.8 Expresiones Utilizadas.

30

1.9 Datos suministrados por el Fabricante Isofotón: I-106.

31

1.10 Datos suministrados por el Fabricante BP Solar: BP 3170.

32

1.11 Referencias.

33

23 26

Capitulo 2: Problema del Punto Caliente y Diodos de Paso………………………………...... 35 2.1. Introducción.

36

2.2. Problema del Punto Caliente.

36

3


2.3. Solución al Problema: Diodos de Paso y Bloqueo.

36

2.4 Referencias.

39

Capitulo 3: El Módulo Fotovoltaico……………………………………………………………. 41 3.1. Introducción.

42

3.2. La Característica I-V de un Módulo Fotovoltaico.

42

3.3 Obtención de la Curva Característica Corriente-Tensión para Condiciones Estándares de Medida. 43 3.3.1 Pasos a seguir para la obtención de parámetros eléctricos en condiciones estándares a partir de medidas a sol real. 43 3.4 Modelado mediante PSpice de un Módulo Fotovoltaico. 3.4.1 Modelado de un módulo fotovoltaico para obtención de sus curvas características. 3.4.2 Modelado de un módulo fotovoltaico para obtención de sus respuestas en régimen transitorio.

45 46

3.5 Referencias.

49

47

Capitulo 4: El Generador Fotovoltaico…………………………………………………………. 51 4.1. Introducción.

52

4.2. El Generador Fotovoltaico. 4.2.1.Modelado mediante Pspice de un Generador Fotovoltaico.

52 52

4.3. Seguidor del Punto de Máxima Potencia (MPPT). 4.3.1. Obtención de la máxima potencia. 4.3.2. Modelado de la obtención de la máxima potencia.

53 54 55

4.4. Expresiones del Método de Araujo-Green.

57

4.5. Referencias.

58

BLOQUE II: Conceptos Teóricos de Electrónica Aplicada a Sistemas FV…………….. 61 Capitulo 5: Diodos de Paso y Bloqueo…………………………………………………………… 63 5.1 Introducción al Problema del Punto Caliente.

64

5.2 Conexión de Células Solares No Idénticas en Serie.

65

5.3 Conexión de Células Solares No Idénticas en Paralelo.

67

5.4 Diodos de Paso.

68

5.5 Diodos de Bloqueo.

70

5.6 Ejemplo de Sombreamiento de un Módulo Fotovoltaico.

71

5.7 Referencias.

74

Capitulo 6: Reguladores de Carga en Sistemas Fotovoltaicos Autónomos……………………. 77

4


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6.1 Introducción.

78

6.2 Funcionamiento de un Regulador de Carga. 6.2.1. Funciones Principales del Regulador. 6.2.2. Funciones Secundarias.

78 79 79

6.3 Algoritmo de Carga.

80

6.4 Configuraciones Básicas de los Reguladores de Carga.

82

6.5 Ejemplos de Reguladores de Carga del Mercado. 6.5.1 Regulador PWM de Morningstar. 6.5.1.1 Prestaciones del Regulador ProStar. 6.5.1.2 Especificaciones Técnicas. 6.5.1.3 Conexión del Regulador PS-30. 6.5.2 Regulador PWM de Steca. 6.5.2.1 Prestaciones del Regulador PR 2020 IP. 6.5.2.2 Especificaciones Técnicas. 6.5.3 Regulador ON/OFF de Isofotón. 6.5.3.1 Especificaciones Técnicas. 6.5.4 Regulador MPPT de Morningstar. 6.5.4.1 Principales Características y Beneficios. 6.5.4.2 Especificaciones Técnicas.

84 84 85 85 86 87 88 88 88 89 90 91 92

6.6 Análisis de Componentes Electrónicos de los Reguladores. 6.6.1 Ejemplo de un Regulador Serie. 6.6.2 Ejemplo de un Regulador Paralelo.

93 93 93

6.7 Norma Técnica Universal para Sistemas Fotovoltaicos Domésticos: Requisitos del Regulador de Carga. 6.7.1 Requisitos Obligatorios. 6.7.2 Requisitos Recomendados. 6.7.3 Requisitos Sugeridos.

94 94 95 96

6.8 Referencias.

97

Capitulo 7: Convertidores DC/DC y Algoritmos de Control…………………………………... 99 7.1 Introducción al Seguimiento del Punto de Máxima Potencia.

100

7.2 Concepto de Conmutación Convertidor DC/DC.

101

7.3 Convertidor DC/DC como Emulador de Resistencia Variable. 7.3.1 Convertidor Reductor o Buck. 7.3.2 Convertidor Elevador o Boost. 7.3.3 Convertidor Reductor-Elevador o Buck-Boost.

102 103 107 110

7.4 Comportamiento de los Convertidores DC/DC Acoplados a Módulos Fotovoltaicos. 113 7.4.1 Comportamiento de un Convertidor Elevador. 113 7.4.2 Comportamiento de un Convertidor Reductor. 115 7.4.3 Comportamiento de un Convertidor Reductor-Elevador. 116 7.5 Limitaciones del Funcionamiento de los Convertidores DC/DC.

116

7.6 Clasificación de los Métodos de Seguimiento. 7.6.1 Métodos Indirectos. 7.6.1.1 Control por tensión de circuito abierto del generador FV.

118 119 119 5


7.6.1.2 Control por corriente de cortocircuito del generador FV. 7.6.2 Métodos Directos. 7.6.2.1 Perturbación y Observación (P&O). 7.6.2.2 Conductancia Incremental. 7.7 Referencias.

120 121 122 123 126

Capitulo 8: Inversores en Instalaciones Fotovoltaicas………………………………………… 129

6

8.1 Introducción.

130

8.2 Funcionamiento de los Inversores y Principios de Operación.

131

8.3 Circuitos de Potencia. 8.3.1 Inversor en Medio Puente. 8.3.2 Inversor en Puente Monofásico. 8.3.3 Inversor en Puente Trifásico. 8.3.4 Inversor Multinivel.

132 132 133 134 135

8.4 Estrategias Básicas de Control. 8.4.1 Inversor No Modulados o de Onda Cuadrada. 8.4.2 Inversores Modulados. 8.4.2.1 Modulación en anchura de varios pulsos por semiperiodo. 8.4.2.2 Modulación senoidal. 8.4.2.3 Modulación en modo de control de corriente (Por banda de histéresis).

136 136 138 138 138 139

8.5 Configuraciones de Potencia. 8.5.1 Inversores con Transformador. 8.5.1.1 Inversor con transformador de baja frecuencia. 8.5.1.2 Inversor con transformador de alta frecuencia. 8.5.2 Inversores sin Transformador.

139 139 139 140 141

8.6 Inversores Fotovoltaicos Autónomos. 8.6.1 Formas de Onda. 8.6.2 Otros Requerimientos de los Inversores Autónomos. 8.6.3 Características Generales de los Inversores Autónomos.

142 142 144 144

8.7 Inversores Fotovoltaicos conectados a Red. 8.7.1 Requerimientos de los Inversores Conectados a Red. 8.7.2 Tipos de Inversores. 8.7.2.1 Inversor central. 8.7.2.2 Inversor de cadena. 8.7.2.3 Inversor multicadena. 8.7.2.4 Inversor integrado en el módulo. 8.7.3 Características Generales de los Inversores Conectados a Red.

145 145 147 147 148 148 149 149

8.8 Rendimiento del Inversor. 8.8.1 Rendimiento de Inversores Fotovoltaicos Autónomos. 8.8.2 Rendimiento de Inversores Fotovoltaicos Conectados a Red. 8.8.2.1 Modelo de Schmidt. 8.8.2.2 Modelo polinomial en función de la potencia de entrada. 8.8.2.3 Eficiencia europea.

150 150 151 152 153 153

8.9 Dependencia de la Eficiencia de Conversión con la Tensión de Entrada.

154

8.10 Ejemplos de Inversores Fotovoltaicos Comerciales.

156


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8.10.1 Inversor Central de SMA. 8.10.2 Inversor Multi-String de SMA. 8.10.3 Inversor Multi-String de Ingeteam. 8.10.4 Inversor de Onda Cuadrada de Atersa. 8.11 Referencias.

156 158 159 160 162

7

7


R

8


CapĂ­tulo 1 Conceptos de la CĂŠlula Solar. Modelado por Ordenador


BLOQUE I - Capítulo 1: Conceptos de la Célula Solar. Modelado por Ordenador

1.1 Introducción: El Efecto Fotovoltaico. Fotovoltaico La conversión de la energía de las radiaciones ópticas ópticas en energía eléctrica es un fenómeno físico conocido como el efecto fotovoltaico [7].. La célula solar es, sin duda, el dispositivo fotovoltaico foto más importante para la conversión directa de la energía solar en energía eléctrica. Cuando uando la luz del Sol incide sobre so ciertos materiales llamados semiconductores, los fotones que la constituyen son capaces de transmitir su energía a los electrones de valencia del semiconductor para que q rompan el enlace que les mantiene ligados a los átomos respectivos. Por cada enlace roto, queda un electrón libre para circular dentro del sólido. La falta del electrón en el enlace roto, que se llama hueco, también puede desplazarse libremente por el interior interio del sólido, transfiriéndose iriéndose de un átomo a otro debido al desplazamiento del resto de los electrones electrones de los enlaces. Los huecos se comportan, en mucho muchos aspectos, como partículas con carga positiva igual a la del electrón. El movimiento de los electrones y huecos en direcciones direcciones opuestas generan una corriente eléctrica en el semiconductor capaz de circular por el circuito circuito externo, y liberar en él energía de la cedida por po los fotones al crear los pares electrón hueco. Estas corrientes corrientes en la célula son las llamadas corrientes de oscuridad (ID), debida a la recombinación de portadores que produce el voltaje externo necesario para poder entregar energía a la carga, y la corriente de iluminación (IL ), producida por la generación de portadores que produce la iluminación.

Figura 1..1 Corrientes internas de una célula solar [3].

1.2 Características Eléctricas de la Célula. Célula La corriente eléctrica producida por una célula solar solar viene dada por la diferencia entre la corriente de iluminación (IL ), y la corriente de oscuridad (ID) de la unión P-N, N, tomando como positiva la corriente fotogenerada de la célula tenemos:

I = IL − ID

(1.1)

La corriente del diodo o corriente de oscuridad ID, característica de las uniones PN se pueden expresar para su simplificación mediante el modelo de una exponencial:

I D = I0 e

e⋅V m⋅k ⋅T

−1

(1.2)

Sustituyendo la ecuación 1.2 en la ecuación 1.1: I = IL − I0 e

14

e ⋅V m ⋅ k ⋅T

−1

(1.3)


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Tenemos lo que conocemos como la característica V-I de la célula solar.

Figura 1.2 y 1.3 Curvas de corriente de oscuridad y de iluminación. Curva característica ideal del comportamiento de una célula fotovoltaica.

Esta forma de representación adopta el convenio de signos de considerar positivas las corrientes de generación (que es el contrario al habitualmente utilizado en los circuitos electrónicos que utilizan diodos).

1.2.1 Corriente de Cortocircuito en la Célula Solar. Como vemos en la figura 1.3, el mayor valor de corriente lo produce la célula cuando ésta se encuentra en una caída de tensión igual a cero, es decir, en condiciones de cortocircuito. ISC ≡ I (V = 0 ) = I L

(1.4)

1.2.2 Tensión de Circuito Abierto en la Célula Solar. Si el dispositivo se hace funcionar en vacío, sin conectar ninguna carga, obtendremos un punto de trabajo en el que la tensión toma su mayor valor. Este valor es el mayor que puede soportar la célula en la región de generación y es conocido como tensión de circuito abierto VOC, ver figura 1.3. Introduciendo estas condiciones de trabajo (I = 0) en la ecuación 1.3, resulta: VOC = m

I kT ⋅ ln L + 1 e I0

(1.5)

Con la utilización de estos dos nuevos conceptos, podemos escribir la característica de la célula de la siguiente manera: e(VOC − V ) I = I SC 1 − exp − mkT (1.6)

Donde: e:

Carga del electrón 1,602x10-19 C.

VOC: Tensión de circuito abierto (característica de la célula V). m:

Factor de idealidad (1 ≤ m ≤ 2).

k:

Constante de Boltzman (1,38x10-23 J·K-1).

T:

Temperatura ambiente º K.

15


BLOQUE I - Capítulo 1: Conceptos de la Célula Solar. Modelado por Ordenador

ISC: Corriente de cortocircuito (característica de la célula A). 1.2.3 Punto de Máxima Potencia. La potencia de salida de una célula solar, es el producto de la corriente entregada a la carga y del voltaje de la célula. La potencia entregada por la célula viene dada por la característica V-I, tal y como se puede a preciar [11]:

P =V ×I P = V I L − IO e

V VT

(1.7)

−1

(1.8)

Donde: VT =

mkT e

(1.9)

Conocida como tensión térmica que, para valores de m = 1 y T = 300º K (27º C, temperatura ambiente aproximada) es VT = 25mV.

Figura 1.4 Potencia de la célula y característica V-I. Recta de carga en el Punto de Máxima Potencia. Curva obtenida mediante simulación con Pspice. [6]

Si la potencia, ecuación 1.7, de la célula es suministrada a una carga resistiva, la célula situará su punto de funcionamiento en unas condiciones de tensión e intensidad dependiendo del valor de la resistencia (figura 1.4). Existe un punto de funcionamiento (IMPP, VMPP) para el que la potencia entregada a la carga es máxima, esto es lo que conocemos como Punto de Máxima Potencia, (MPP del inglés, Maximum Power Point). Este punto podemos hallarlo mediante la condición de máximo de una función aplicado a la ecuación 1.7: dP (1.10) =0 dV

16


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o:

0 = d ( I ⋅ V ) MPP ≡ I MPP dV + VMPP dI = I L − I 0 e

VMPP VT

V − 1 − MPP ⋅ I 0 ⋅ e VT

VMPP VT

(1.11)

Que también puede escribirse como:

dI dV

=− MPP

I MPP VMPP

I MPP =

I L + I0 V 1+ T VMPP

(1.12),(1.13)

Y debiendo cumplir la ecuación de la célula:

I MPP = I L − I0 e

VMPP VT

−1

(1.14)

Resolviendo el sistema con las ecuaciones 1.13 y 1.14, obtenemos una solución aproximada para los valores de IMPP y VMPP:

I MPP = 1 − a −b , IL

VMPP ln a ≈ 1− VOC a

(1.15),(1.16)

Siendo: a = 1+ ln

IL Io

y

b=

a a +1

(1.17),(1.18)

Mediante estas ecuaciones podemos conocer aproximadamente los valores IMPP, VMPP de la célula en situaciones usuales de irradiancia y temperatura ambiente en células solares prácticas. 1.2.4 Factor de Forma (FF) y Rendimiento de Conversión Energética (η). Otro parámetro a tener en cuenta es el llamado factor de forma [3], el cual se define como la relación entre el valor de potencia máxima PMPP y el producto de la corriente de cortocircuito ISC y la tensión de circuito abierto VOC:

FF =

I MPP ⋅ VMPP I SC ⋅ VOC

(1.19)

El factor de forma no tiene unidad, nos indica la variación existente entre el producto de ISC·VOC y la potencia máxima (PMPP) entregada por la célula solar. La eficiencia de conversión energética de la célula es la relación que existe entre radiación incidente PL en la célula y la máxima potencia PMPP capaz de suministrar la célula a la carga. Para que se puedan dar las condiciones de potencia máxima, es necesario que la resistencia de carga sea la adecuada, es decir, que coloque a la célula en un correcto punto de trabajo. La eficiencia puede expresarse:

η=

I MPP ⋅ VMPP PL

o

η=

FF ⋅ I SC ⋅ VOC AC ⋅ G

(1.20),(1.21)

Siendo Ac(m2) la superficie de la célula fotovoltaica y G(W/m2) la irradiancia incidente.

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BLOQUE I - Capítulo 1: Conceptos de la Célula Solar. Modelado por Ordenador

1.3

Modelo Eléctrico de una Célula Solar.

Además de una ecuación que describa analíticamente el comportamiento de la célula, es muy conveniente, para casos prácticos disponer de un circuito eléctrico equivalente [9]. Tal y como muestra la figura 1.4, la célula podría estar constituida por un diodo de unión P-N ideal con una corriente de saturación ID, junto con un generador de corriente en paralelo con un valor IL. Analizando el circuito de la figura 1.5, obtenemos como resultado la ecuación 1.3.

Figura 1.5 Circuito equivalente intrínseco de una célula [5].

Pero, algunas veces, este circuito equivalente no es suficiente para representar exactamente la potencia máxima suministrada por la célula. Esto es debido a la existencia de otros efectos que no se han considerado en la ecuación 1.3 y afectan al comportamiento externo de la célula. De estos efectos extrínsecos podemos considerar los dos más importantes: La resistencia serie: Debe su origen a la existencia de pequeñas resistencias en los contactos metálicos con el semiconductor, a la ofrecida por las propias capas semiconductoras y a la resistencia de los dedos metálicos que constituyen la rejilla o malla de metalización frontal.

Figura 1.6 Efectos de la resistencia serie sobre la característica de iluminación de una célula solar [6].

La resistencia paralelo: El origen de este efecto es debido a fugas de corriente por la superficie de los bordes de la célula, a caminos de difusión a lo largo de dislocaciones o fronteras de granos en el cristal, a pequeños cortocircuitos metálicos etc.

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Figura 1.7 Efectos de la resistencia paralelo sobre la característica de iluminación de una célula solar [6].

Analizando las gráficas de las figuras 1.6 y 1.7, podemos afirmar que el efecto de la resistencia paralelo, cuando es suficientemente pequeña, es el de reducir la tensión de circuito abierto y el factor de forma, sin afectar a la corriente de cortocircuito. Sin embargo, una alta resistencia serie, reduce el factor de forma y la corriente de cortocircuito, sin afectar a la tensión de circuito abierto. Resumiendo, El FF mejora para valores elevados de RP y para bajos valores de RS. La resistencia paralelo está relacionada con la pendiente de la curva I-V en el entorno de ISC, mientras que la resistencia serie lo está con la pendiente de VOC. Si añadimos al modelo intrínseco de la célula los efectos producidos por la resistencia serie y paralelo, este quedaría de la siguiente manera (figura 1.8):

Figura 1.8 Circuito equivalente de la célula solar teniendo en cuenta los efectos de RS y RP [1].

Haciendo un análisis del circuito de la figura 1.8, la ecuación de la célula quedará de la siguiente manera:

I = I L − I D − I Rp I = IL − I0 e

V + I ⋅RS m⋅VT

−1 −

V + I ⋅ RS RP

(1.22)

(1.23)

Donde IL es la corriente fotogenerada; ID es la corriente de oscuridad, Io es la corriente de saturación del diodo; Rs es la resistencia serie; m es el factor de idealidad del diodo; Rp es la resistencia paralelo; Vt es el voltaje térmico (Vt=kTc/e; k la constante de Boltzman, Tc la temperatura de la célula en Kelvin y e la carga del electrón). Esta ecuación describe adecuadamente la característica I-V de la mayoría de las células solares fotovoltaicas. Existen además otras simplificaciones de la ecuación. El problema en el modelado de la célula y módulos consiste no en la elaboración de un modelo adecuado, sino en el método para determinar los parámetros del modelo. En un principio tenemos cinco parámetros desconocidos (IL, IO, m, RS y RP) en la ecuación 1.23 y mediante una serie de simplificaciones y relaciones empíricas, vamos a reducir el cálculo de parámetros de la curva característica I-V a tres datos suministrados por el fabricante: ISC, VOC y FF . 19


BLOQUE I - Capítulo 1: Conceptos de la Célula Solar. Modelado por Ordenador

Primero, para simplificar la ecuación del modelo eléctrico de la célula: •

En las células de elevada calidad, el factor de forma (FF) es elevado y la eficiencia es grande, por lo que RP es muy grande en relación con el numerador de la ecuación.

Si además aproximamos m a la unidad obtenemos una ecuación bastante sencilla con solo tres parámetros a determinar:

Aplicando estas simplificaciones obtenemos:

I = I L − I0 e

V + I ⋅ RS VT

−1

(1.24)

A continuación, las relaciones empíricas basadas en el modelo simplificado de una exponencial de M. Green [10]: 1. Si en la ecuación de una exponencial simplificada se considera:

exp

V + I ⋅ RS m ⋅VT

1

(1.25)

2. En cortocircuito, cuando la tensión se hace nula (I=ISC), se obtiene el mayor valor de la corriente de generación y como IL>>IO se puede aproximar: IL=ISC. Se obtiene:

I = I SC − I 0 e

V + I ⋅ RS VT

(1.27)

3. En condición de circuito abierto, I=0 y V=VOC, se puede obtener una expresión para IO: Sustituyendo I=0 y V=VOC en la ecuación 1.27 y despejando Io:

I O = I SC exp −

VOC VT

(1.28)

Reuniendo todas las relaciones empíricas y las simplificaciones en una sola ecuación, podemos escribir la característica de la célula de la siguiente manera:

I = I SC − I SC e

−VOC VT

⋅e

V + I ⋅ RS VT

I = I SC 1 − exp

V − VOC + I ⋅ RS VT

(1.29)

El único parámetro que no suministra el fabricante es RS que es el parámetro a calcular, basándose en estudios del comportamiento esperado de un dispositivo ideal, establece una relación empírica entre voc y FF para obtener el valor de RS. ν − ln(ν OC + 0.72) V FF FFO = OC RS = 1 − ⋅ OC FF I SC ν OC + 1 0 Donde el valor de FFO representa el valor de FF para el dispositivo ideal o intrínseco, aquel para el que RS=0, mientras que vOC=VOC/Vt . Resulta ser una manera sencilla de obtener la curva I-V modelada para un determinado dispositivo de silicio fotovoltaico. 1.4

Efectos de la Temperatura y la Radiación en la Célula Fotovoltaica.

Las condiciones de funcionamiento de una célula solar en aplicaciones terrestres son variables. Es importante conocer cómo afectan estas condiciones de trabajo al comportamiento de la célula solar [3].

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1.4.1 Influencia de la Temperatura. La temperatura de trabajo de una célula solar depende de la temperatura ambiente y de la Irradiancia. Por tanto, a mayor temperatura ambiente mayor temperatura de trabajo de la célula. Aproximadamente se calcula con la fórmula:

TC = TA + G

TONC − 20 800

(1.30)

Tc: temperatura de trabajo de la célula (ºC) Ta: temperatura ambiente (ºC) TONC: temperatura de operación nominal de la célula (ºC) G: irradiancia (W/m2)

La figura 1.9 muestra el efecto de la temperatura de la célula sobre la característica I–V.

Figura 1.9 Efecto de la temperatura sobre la curva característica de la célula solar para una irradiancia constante de 1000 W/m2. Podemos observar cómo afecta principalmente a la tensión de circuito abierto [8].

Se puede ver que la tensión de circuito abierto disminuye cuando aumenta la temperatura. Como observamos en la siguiente expresión:

VOC = VOC , STC − 0.0023(TC ( K ) − 298 K )

(1.31)

La intensidad de cortocircuito aumenta cuando aumenta la temperatura, aunque la variación es muy pequeña y a efectos prácticos se considera constante. Es evidente que si la tensión de la célula disminuye cuando aumenta la temperatura y la intensidad prácticamente se mantiene constante, la potencia entregada por la célula, producto de la tensión por la intensidad, disminuirá cuando aumente la temperatura. En una célula solar de silicio típica, la corriente de cortocircuito varía 0,63 mA / ºC y la tensión de circuito abierto varía –2,3 mV / ºC. 1.4.2 Influencia de la Irradiancia. La figura 1.10 muestra el efecto de la irradiancia en la característica I-V de una célula solar. Como se puede ver, la intensidad de cortocircuito, ISC, varía con la irradiancia, siendo esta variación lineal, de acuerdo con la siguiente expresión:

21


BLOQUE I - Capítulo 1: Conceptos de la Célula Solar. Modelado por Ordenador

I SC = I SC , STC

G GSTC

(1.32)

Figura 1.10 Efecto de la irradiancia sobre la curva característica de la célula solar para una temperatura de 25ºC [8].

La tensión de circuito abierto, VOC, varía muy poco con la irradiancia, como se puede ver en la figura 1.10, los valores de VOC para diferentes valores de irradiancia se agrupan en una zona muy pequeña sobre el eje de abscisas, por lo tanto, a efectos prácticos, se puede considerar como constante. La potencia eléctrica de una célula solar será mayor o menor en función de la irradiancia de la radiación solar. 1.5

Condiciones Estándares de Funcionamiento y la Temperatura de Operación Nominal de la Célula (TONC). 1.5.1 Condiciones Estándares de Funcionamiento.

El comportamiento eléctrico de una célula fotovoltaica, es decir, su característica I-V, bajo unas determinadas condiciones de irradiancia y temperatura, puede obtenerse a partir de la información característica que el fabricante nos suministra y que son obtenidas en unas condiciones estándares de medida, de uso universal y definidas: • Una Irradiancia G igual a 1000 W/m2. • Una distribución espectral AM 1,5. • Incidencia normal • Temperatura de célula 25 ºC. En estas condiciones se miden la potencia máxima que entrega la célula (PMPP), la corriente de cortocircuito (ISC) y el voltaje de circuito abierto (VOC). 1.5.2 Temperatura de Operación Nominal de la Célula. Llamamos TONC a un parámetro que se obtiene de las hojas de características de los módulos fotovoltaicos. Es la temperatura que alcanzan las células solares cuando se someten a las siguientes condiciones de operación: • Una Irradiancia G igual a 800 W/m2. • Una distribución espectral AM 1,5. 22


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• Incidencia normal • Temperatura de célula 20 ºC. • Velocidad del viento 1 m/s. 1.5.3 Comportamiento en Condiciones Cualesquiera de Operación. Para conocer el comportamiento de la célula solar en cualquier condición de operación, solo nos basta con saber los cuatro parámetros mencionados en los apartados anteriores. Con ello es suficiente para calcular la característica I-V de la célula para cualquier condición de operación definida por un valor de irradiancia G y un valor de temperatura Ta [7]. A continuación se presentan las hipótesis que nos servirán para calcular la característica V-I de nuestra célula: a) La corriente de cortocircuito de una célula solar depende exclusivamente de la irradiancia. Es decir: I (100 mW / cm 2 ) C1 = SC (1.33),(1.34) I SC (G ) = C 1 ⋅ G 100 mW / cm 2 b) La derivada de la tensión de circuito abierto con respecto a la temperatura de la célula es igual a –2.3 mV/ ºC. dVOC = −2.3mV /º C dTC

VOC = VOC , STC (V ) +

dVOC ⋅ (TC ( K ) − 298K ) dTC

.35),(1.36)

c) La temperatura de trabajo de las células depende exclusivamente de la irradiancia y de la temperatura ambiente. TC − T A = C 2 ⋅ G

C2 =

TONC (º C ) − 20 80 mW cm 2

(1.37),(1.38)

Una aproximación razonable cuando no se conoce el valor de la TONC es suponer un valor de C2 = 0,3ºC/(mW/cm2). d) La resistencia serie RS es una característica de las células solares, independiente de las condiciones particulares de operación. Su valor viene dado por: V FF (1.39) RS = 1 − ⋅ OC FF0 I SC Sabiendo que:

FFO =

ν OC − ln(ν OC + 0.72) ν OC + 1

ν OC =

VOC VT

(1.40),(1.41)

Siendo VT= 25mV

1.6

Modelado de una Célula Solar.

Mediante el modelado y simulación con Pspice de una célula fotovoltaica concreta, es posible calcular de una manera fácil y sencilla las tensiones, corrientes y potencias que aparecen en la misma bajo distintas condiciones de operación. 1.6.1 Modelado de una Célula Solar de Silicio para Obtención de sus Curvas Características. A continuación presentamos el modelo de Pspice de célula solar [1], utilizado, para la realización de los problemas. Este modelo empleado añade a la representación del dispositivo intrínseco el efecto de las resistencias serie y paralelo (figura 1.8). El dispositivo ha sido modelado en Pspice mediante una red 23


BLOQUE I - Capítulo 1: Conceptos de la Célula Solar. Modelado por Ordenador

de resistencias y generadores de corriente dependientes. Este modelo adapta la ecuación 1.29 al siguiente circuito:

Figura 1.11 Esquema equivalente al del Subcircuito programado para Pspice, para una célula solar Isofotón con ISC=3.27A [1].

La corriente fotogenerada IL de la figura 1.11 se modela mediante un generador de corriente dependiente de un parámetro interno característico del módulo concreto, ISC,STC, y un parámetro externo: la irradiancia incidente (G). ISC,STC se corresponde con la corriente de cortocircuito en condiciones estándar de medida (G=1000 W/m2 y temperatura de la célula 25°C).

I L = I SC

(1.42)

La corriente de oscuridad (ID) se modela mediante un generador de corriente controlado por tensión, cuyo funcionamiento depende de dos parámetros internos ISC,STC y VOC,STC, representando esta última la tensión en circuito abierto en condiciones estándar de medida y dos externos: G y Ta.

I D = I SC ⋅ exp

−VOC V + I ⋅ RS ⋅ exp VT VT

(1.43)

Teniendo en cuenta que la intensidad y tensión para unas condiciones dadas siguen expresiones vistas anteriormente:

I SC = I SC , STC

G GSTC

VOC = VOC , STC − 0.0023(TC ( K ) − 298 K )

Y además conociendo VT y observando la figura 1.11 observamos que:

VIN + − VIN − = V + I ⋅ RS

(1.44)

Sustituyendo la equivalencia de las ecuaciones de ISC, VOC y (V+IRS) en el modelo de ID de la ecuación 1.43 quedaría de la siguiente manera:

VOC ,STC (V ) − 0.0023(V ⋅ K −1 ) ⋅ (TC (K ) − 298K ) V − VN − G(W ⋅ m −2 ) exp − exp IN + I D = ISC ,STC ( A ) −2 K ⋅ TC e K ⋅ TC e GSTC (W ⋅ m )

(1.45) Sabiendo que: K = constante de Boltzmann = 1.38*10-23 J*K-1 ; e = carga del electrón = 1.602*10C; 0ºC = 273ºK. Y que los parámetros a utilizar a nivel de célula pertenecen al módulo de Isofotón I106 y son:

19

VOC , STC = 0.605V I SC , STC = 3.27 A TONC = 47º C = 320º K 24


PFC: Conceptos de Electrónica Aplicada a Sistemas Fotovoltaicos: Teoría y Simulación

Conocidos ya los parámetros constantes de nuestra célula a modelar, podemos sustituir estos valores en las ecuaciones de ID e IL:

I SC = I SC , STC

G G = 3.27 = 3.27mA 1000 GSTC

TONC − 293 320 − 293 =G = 33.75m ∗ G 800 800 TC = (TA + 273.15)º K + 33.75m ∗ G G

K ⋅ TC 1.38 ⋅10−23 = TC = 85.9 µ ∗ (TA + 273.15)º K + 33.75m ∗ G e 1.602 ⋅10−19 Para completar el modelo de Pspice de la célula solo nos queda calcular las resistencias de los efectos extrínsecos. La resistencia paralelo no se tiene en cuenta, despreciándose los efectos de la misma. Por tanto, colocamos una resistencia Rp muy elevada para evitar errores de convergencia en las simulaciones, por ejemplo de 10 M . El cálculo de la resistencia serie se realiza mediante las ecuaciones vistas anteriormente y los datos facilitados del fabricante.

I SC , STC =

I SC , MOD , STC

PMPP , STC

=

6.54 = 3.27 A 2

VOC , STC =

NCP P = MPP , MOD , STC = 1.472W N CS ⋅ N CP

VOC = 24 VT I ⋅V FF = MPP MPP = 0.7508 I SC ⋅ VOC

VOC ,MOD , STC N CS

=

21.6 = 0.6V 36

ν OC =

FFO =

ν OC − ln(ν OC + 0.72) = 0.8317 ν OC + 1

Finalmente la resistencia serie para nuestro modelo de simulación de la célula de Isofotón, tiene un valor de:

RS = 1 −

FF VOC ⋅ = 17.96 mΩ FF0 I SC

A continuación presentamos el modelo del subcircuito que determina el comportamiento de la célula solar en Pspice, empleada en la fabricación de un módulo de Isofotón, atendiendo a los datos facilitados por el fabricante: .subckt Celula POS NEG PARAMS: G=1000 Ta=-8.75 R_serie=17.96m R_paralelo=10Meg G_ABMI1 NEG 1 VALUE {3.27m*G} G_G1 1 NEG VALUE { + 3.27m*G*EXP(-(0.6-2.3m*((Ta+273)+33.75m*G-298))/ + (85.9u*((Ta+273)+33.75m*G)))*EXP(V(1,NEG)/ + (85.9u*(((Ta+273)+33.75m*G))))} R_Rs 1 POS {R_serie} R_Rp NEG 1 {R_paralelo} .ends Celula

Figura 1.12 Modelo Pspice de una célula de silicio (para unas condiciones de célula Isofotón I-106, ISC=3.27A y VOC=0,6V). Código del Subcircuito de la figura 1.13. Fragmento extraído de librería “solar_parts.lib”.

En este modelo vemos dos bloques importantes, AMBI1 (modela la ecuación 1.42), que nos suministra la corriente fotogenerada y G1 (modela la ecuación 1.45), que devuelve el valor de la 25


BLOQUE I - Capítulo 1: Conceptos de la Célula Solar. Modelado por Ordenador

corriente de oscuridad. Las Rs y Rp que vemos en el diagrama del modelo son las resistencias serie y paralelo calculadas para el modelo utilizado en concreto. Los símbolos de los modelos de la célula fotovoltaica que usaremos para representarla en el programa de simulación Pspice serán los siguientes:

a)

b)

Figura 1.13 a) Utilizado para simulaciones con G y TA constantes. b) Utilizado para comportamiento real del dispositivo. Símbolos obtenidos mediante Pspice.

1.7.2 Modelado de una Célula Solar de Silicio para Obtención de sus Curvas de Funcionamiento en Régimen Transitorio. El modelo de la figura 1.12, solo nos permite realizar simulaciones con una G y una TA constante, con lo que podemos obtener el comportamiento de la célula para unas condiciones de irradiancia y temperatura dadas [1]. A continuación se introducen unas pequeñas variantes en el modelo anterior: .subckt Celula_PARAM POS NEG G Ta G_ABMI1 NEG 1 VALUE { 3.27m*V(G)} G_G1 1 NEG VALUE { + 3.27m*V(G)*EXP(-(0.6-2.3m*((V(Ta)+273)+33.75m*V(G)-298))/ + (85.9u*((V(Ta)+273)+33.75m*V(G))))*EXP(V(1,NEG)/ + (85.9u*(((V(Ta)+273)+33.75m*V(G))))) } R_Rs 1 POS 17.96m R_Rp NEG 1 10Meg .ends Celula_PARAM

Figura 1.14 Variante del Modelo Pspice de la figura 1.12. Fragmento extraído de librería “solar_parts.lib”.

En el modelo de la figura 1.14 podemos apreciar que ambas fuentes dependientes (AMBI1 y G1) ya no dependen de un parámetro, sino que lo son de fuentes de tensión. Estas fuentes de tensión nos permitirán introducir en el modelo valores de irradiancia y temperatura ambiente variables en una simulación en modo transitorio, observando así, el comportamiento de la célula ante los cambios que puedan sufrir estos parámetros a lo largo de la simulación. Con esto lo que queremos ver es que no existe una tensión e intensidad constante, ya que las condiciones de temperatura e irradiancia no lo son. En el modelo de célula paramétrica que vamos a usar, las condiciones de temperatura e irradiancia se han introducido a partir de una gráfica como las que se ve en las figura 1.15, a los que llamamos estímulos, que representan los valores teóricos de temperatura e irradiancia a lo largo de un día. También permite la opción de emplear estímulos reales tomados a partir de datos reales, como los que se pueden observar en la figura 1.16.

26


PFC: Conceptos de Electrónica Aplicada a Sistemas Fotovoltaicos: Teoría y Simulación

Figura 1.15 Estímulos de irradiancia y temperatura ambiente teóricas. Estímulos “Irradiancia Teorica (Univer).stl” y “Temperatura Teorica (Univer).stl”.

50V

1.2KV

0.8KV

25V 0.4KV

0V 0s

4ms V(G)

8ms

12ms

16ms

20ms 24ms

0V 0s

4ms V(TMP)

8ms

12ms

16ms

20ms 24ms

Time Time Figura 1.16 Estímulos de irradiancia y temperatura reales diarias. Estímulos “irradiancia.stl” y “Tambiente.stl”.

1.7

Conexionado de Células Fotovoltaicas.

La conexión de células fotovoltaicas implica un aumento de la tensión o en la corriente de salida total, por eso es importante saber cómo conectar entre sí las células solares. Existen dos tipos de conexiones de células fotovoltaicas para obtener mayor tensión o mayor corriente: la conexión en serie y la conexión en paralelo, aunque normalmente se usa una conexión mixta, serie-paralelo. Esta agrupación de varias células [5] se conoce con el nombre de módulo fotovoltaico, como ya veremos en el próximo tema. 1.7.1 Conexión serie. Al conectar en serie un número indefinido de células (NCS), el valor del voltaje de circuito abierto se multiplica por el número de células asociadas.

VOC , MOD = VOC ⋅ N CS

(1.46) 27


BLOQUE I - Capítulo 1: Conceptos de la Célula Solar. Modelado por Ordenador

Para entender mejor el porqué de la ecuación 1.46, se puede plantea la conexión en serie de dos células idénticas eléctricamente, viéndose el efecto gráficamente.

Figura 1.17 Conexión en serie de células fotovoltaicas.

La gráfica 1.17 muestra como al conectar en serie dos células, la curva de tensión aumenta 2 veces, en cambio, la corriente de cortocircuito total no se ve afectada en relación con la corriente de cortocircuito de una sola célula. 1.7.2 Conexión Paralelo. Al igual que podemos conectar las células de nuestro panel en serie, también podemos conectar en paralelo un número indefinido de células (NCP), se obtiene que la intensidad se multiplica por el número de células asociadas.

I SC , MOD = I SC ⋅ N CP

(1.47)

En la gráfica que se muestra a continuación, observamos cómo responden eléctricamente la conexión en paralelo de dos células fotovoltaicas idénticas.

Figura 1.18 Conexión en paralelo de células fotovoltaicas.

Podemos observar que en este caso, al conectar en paralelo dos células, la variación de la tensión de circuito abierto con respecto a la tensión en circuito abierto de una sola célula resulta despreciable ya que se ve afectado muy levemente. En este caso se observa como la corriente se ve multiplicada por 2.

28


PFC: Conceptos de Electrónica Aplicada a Sistemas Fotovoltaicos: Teoría y Simulación

1.7.3 Conexión Serie-Paralelo. Combinando las células en serie y en paralelo, podemos obtener cualquier valor de tensión y corriente, esta combinación de células en serie y paralelo es la base que constituye un módulo fotovoltaico. Con el mismo planteamiento de las ecuaciones 1.46 y 1.47 se pude deducir la potencia máxima que genera el conjunto de células fotovoltaicas interconectadas entre sí o el módulo fotovoltaico. Siendo las tensiones e intensidades máximas del módulo:

VMPP , MOD = VMPP ⋅ N CS

I MPP , MOD = I MPP ⋅ N CP

(1.48),(1.49)

Y la potencia máxima que genera este grupo de células o módulo:

PMPP , MOD = VMPP ⋅ I MPP ⋅ N CS ⋅ N CP

(1.50)

Como se observa en la figura 1.19, en una cadena o rama de células conectadas en serie, en extremos de la misma aparecerá una tensión igual a tres veces la tensión de circuito abierto, y una corriente igual a la intensidad de cortocircuito de una célula de la rama. La asociación en paralelo de estas ramas en serie, tiene como resultado que el sistema ofrezca una intensidad igual a tres veces la intensidad de cortocircuito de una célula. Por tanto, el sistema dispone de una intensidad igual a 3 ISC y una tensión igual a 3 VOC.

Figura 1.19 Esquema de conexionado de 3 células en serie y 3 ramas en paralelo [8].

29


BLOQUE I - Capítulo 1: Conceptos de la Célula Solar. Modelado por Ordenador

1.8

Expresiones Utilizadas:

Intensidad de cortocircuito

I SC , STC =

Tensión de circuito abierto

I SC , MOD ,STC N CP

VOC = VOC ,STC − 0.0023 (TC ( K ) − 298 )

ISC = X ⋅ ISC ,STC

X=

G (W m 2 )

VOC , STC =

VOC , MOD , STC

1000 W m 2

Voc normalizada

v OC =

VOC VT

VT = 0.025V

N CS

Potencia PMPP = PMPP , STC ⋅

G 1 − β (TC ( K ) − 298 ) G STC

β = 0.0035º C −1 PMPP , STC = VMPP , STC ⋅ I MPP , STC PMPP , MOD = VMPP ⋅ I MPP ⋅ N CS ⋅ N CP

Rendimiento

η=

Resistencia serie PMPP AC ⋅ G

RS = 1 −

η = η STC [1 − β (TC − 298 )]

Factor de Forma V ⋅I FF = MPP MPP VOC ⋅ I SC FFO =

30

v OC − ln(v OC + 0.72) v OC + 1

FF VOC , STC ⋅ FFO I SC , STC

Temperatura de la célula TC − T A = G ⋅ C 2

C2 =

TONC(º C ) − 20º 800W / m 2

TC = TA + G ⋅

TONC (º C ) − 20º 800W / m 2


PFC: Conceptos de Electrónica Aplicada a Sistemas Fotovoltaicos: Teoría y Simulación

1.9 Datos suministrados por el Fabricante Isofotón: I-106.

Módulo fotovoltaico CARACTERÍSTICAS Dimensiones Peso Número de células en serie Número de células en paralelo 2 TONC (800 W/m , 20ºC, AM 1.5, 1 m/s) Tensión nominal (Vn) Potencia máxima (Pmax) Corriente de cortocircuito (Isc) Tensión de circuito abierto (Voc) Corriente de máxima potencia (Imax) Tensión de máxima potencia (Vmax) ! " Células Contactos Laminado Cara frontal Cara posterior Cajas de conexión Sección de cable Terminal de conexión

Vista Posterior I-106/12

I-106/12

I-106/24 1310 x 654 x 39,5 mm 11,5 kg

36 2

72 1 47 ºC

12 V

24 V 106 W p ± 5 %

6.54 A 21.6 V 6.1 A 17.4 V

3.27 A 43.2 V 3.05 A 34.8 V

Si monocristalino, texturadas y con capa antirreflexiva Contactos redundantes, múltiples, en cada célula EVA (etilen-vinil acetato) Vidrio templado de alta transmisividad Protegida con Tedlar de varias capas 2 x IP 65 con diodos de bypass IP 65 con diodos de bypass 2 4-10 mm Bornera atornillable con posibilidad de soldadura / Multicontacto opcional

Vista Posterior I-106/24 31


BLOQUE I - Capítulo 1: Conceptos de la Célula Solar. Modelado por Ordenador

1.10 Datos suministrados por el Fabricante BP Solar: BP 3170.

Módulo fotovoltaico Potencia nominal Tolerancia Eficiencia Voltaje nominal Potencia máxima (Pmax) Tensión a la máxima potencia (Vmpp) Corriente a la máxima potencia (Impp) Corriente de cortocircuito (Isc) Tensión de circuito abierto (Voc) 2 TONC (800 W/m , 20ºC, AM 1.5, 1 m/s) # Células solares Cubierta frontal Encapsulante Cubierta posterior Marco Diodos Caja de conexiones Cables de salida Dimensiones (mm) Peso (kg)

32

170 W -3/+5 % 13.5 % 24 V

1000 W/m2 (STC)

800 W/m2 (TONC)

170 W 35.6 V 4.8 A 5.2 A 44.3 V

122 W 31.7 V 3.8 A 4.2 A 40.3 V 47±2 ºC

72 células policristalinas (125mm x 125mm) conectadas en serie. Cristal templado de 3,2mm de alta transmisibilidad con capa antirreflectante. EVA Poliéster blanco. Aluminio anodizado y plateado. Incluye 3 diodos de bypass de tipo Schottky - uno por cada 24 células - integradas en circuito impreso encapsulado. Dimensiones (mm) 39.60 x 100.60 x 13.20. Sellada (IP67); Certificada según el test de inflamabilidad UL 1703. Cable con conectores Multi-Contact III de doble aislamiento de 2 3.3mm . Longitudes de cable asimétrico 1250mm(-) y 800mm(+). 1593±3 x 790±3 x 50 15,4


PFC: Conceptos de Electrónica Aplicada a Sistemas Fotovoltaicos: Teoría y Simulación

1.11 Referencias. [1]

J. D. Aguilar, G. Nofuentes, J. Marín, J. C. Hernández, F. J. Muñoz y E. P. Guzmán. “Estudio de Célula Solar con ayuda de Simulador Pspice y de Medidas de Módulos Fotovoltaicos de Silicio Cristalino a Sol Real”. Grupo I+DEA. Escuela Politécnica Superior. Universidad de Jaén. Campus de las Lagunillas. Tecnologías Aplicadas a la Enseñanza de la Electrónica. TAEE 2006.

[2]

J. D. Aguilar, P. J. Pérez, J. de la Casa, C. Rus. “Cálculo de la Energía Generada por un Sistema Fotovoltaico Conectado a Red: Aplicación Docente”. Grupo I+DEA. Escuela Politécnica Superior. Universidad de Jaén. Campus de las Lagunillas. TAEE 2006.

[3]

E. Muñoz, G. Almonacid, G. Nofuentes. “La Célula Solar. Principios de Funcionamiento”. Máster Oficial en Tecnología de los Sistemas de Energía Solar Fotovoltaica. Universidad Internacional de Andalucía.

[4]

G. Nofuentes, G. Almonacid, F.J. Muñoz, E. Gumán, J.C. Hernández. “Modelo de Spice para Módulo Fotovoltaico”. Grupo Jaén de Técnica Aplicada. Escuela Politécnica Superior. Universidad de Jaén. Conferencia de Dispositivos Electrónicos. CDE. 2001. pp 301-304. Granada.

[5]

J. J. Figueroa Fuentes. “Simulación de Sistemas Fotovoltaicos con Pspice: Célula, Módulo, Generador y Circuitos de Potencia”. Proyecto Fin de Carrera. Universidad de Jaén. Escuela Politécnica Superior. 2011. Memoria: UJ/EPS/DE/ 13.11.

[6]

J. J. Marín Mera. “Aproximación al Diseño y Simulación de Circuitos Electrónicos de Potencia en Sistemas Fotovoltaicos. Convertidores DC/DC y Algoritmos de Control M.P.P.T.”. Proyecto Fin de Carrera. Universidad de Jaén. Escuela Politécnica Superior. 2008. Memoria: UJ/EPS/DE/ 13.08.

[7]

E. Lorenzo. “Electricidad Solar Fotovoltaica. Volumen II: Radiación Solar y Dispositivos Fotovoltaicos”. Editorial PROGENSA. Sevilla. Primera Edición. 2006.

[8]

J. D. Aguilar Peña. “Curso de Instalaciones Fotovoltaicas”. Departamento de Ingeniería Electrónica. Escuela Politécnica Superior. Universidad de Jaén. I+D en Energía Solar y Automática. Grupo IDEA. 2011.

[9]

“Fundamentos, Dimensionado y Aplicaciones de la Energía Solar Fotovoltaica (Volumen I y II)”. Serie de Ponencias. Centro de Investigaciones Medioambientales y Tecnológicas. CIEMAT. Ministerio de Educación y Ciencia. Madrid. 2004.

[10]

M. A. Green. “Solar Cells. Operating Principles. Technology and Systems Applications”. Prentice-Hall. Nueva Jersey. 1982

[11]

M. Alonso Abella. ”Sistemas Fotovoltaicos. Introducción al Diseño y Dimensionado de Instalaciones Solares Fotovoltaicas”. S.A.P.T. Publicaciones Técnicas, S.L. Segunda Edición 2005.

[12]

R. Orduz Marzal. “Contribución a los Sistemas de Control de Potencia Micro-Distribuida en Edificios Fotovoltaicos.” Tesis Doctoral. Escuela Técnica Superior de Ingenieros de Telecomunicación. Universidad Politécnica de Madrid. 2009.

[13]

J. Pallejá Cabré. “Estudio de la Afectación de las Sombras en un Panel Fotovoltaico”. Universitat Rovira i Virgili. Escola de Tarragona. Técnica Superior Enginyeria. Departamento de Ingeniería Electrónica, Eléctrica y Automática. 2012. 33


BLOQUE I - Capítulo 1: Conceptos de la Célula Solar. Modelado por Ordenador

[14]

J. A. Villarejo Mañas. “Fundamentos sobre Energía Solar Fotovoltaica”. Departamento de Tecnología Electrónica. Universidad Politécnica de Cartagena. (on line 29/07/2013 http://pels.edv.uniovi.es)

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J. Fernández Ferichola. “Caracterización de Módulos Fotovoltaicos con Dispositivo Portátil”. Proyecto Fin de Carrera. Departamento de Tecnología Electrónica. Universidad Carlos III de Madrid. 2009.

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Nattorn Pongratananukul. “Analysis and Simulation Tools for Solar Array Power Systems”. Thesis. Department of Electrical and Computer Engineering. College of Engineering and Computer Science at the University of Central Florida. Orlando, Florida. Spring Term. 2005.

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L. Castañer,S. Silvestre. “Modelling Photovoltaic System Using Pspice”. Universidad Politécnica de Cataluña. Ed. Wiley 2002.

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Marwan M. Mahmoud. “Technical Note. Transient analysis of a PV power generator charging a capacitor for measurement of the I–V Characteristics”. Renewable Energy 31 (2006), pp. 2198–2206.

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S. R. Wenham, M. A. Green, M. E. Watt, R. Corkish. “Applied Photovoltaics”. Editorial ARC Centre for Advanced Silicon Photovoltaics and Photonics. London. 2007

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P. Hernday. “Field Applications for I-V Curve Tracers”. SOLARPRO, Issue 4.5, Agosto/ Septiembre 2011, pp 77-106.

34


CapĂ­tulo 2 Problema del Punto Caliente y Diodos de Paso


BLOQUE I - Capítulo 2: Problema del Punto Caliente y Diodo de Paso

2.1

Introducción.

Todos los cálculos descritos en el primer capítulo están basados en la presunción de que todas las células de un generador fotovoltaico son iguales, y trabajan en idénticas condiciones de operación. Pero en realidad las células y módulos exhiben una cierta dispersión en sus características. Esta dispersión tiene dos efectos significativos [1]: a) La potencia máxima que puede entregar el generador es inferior a la suma de las potencias máximas de los módulos que lo constituyen debido a la dispersión natural de parámetros propia de cada proceso de fabricación. Cabe entonces hablar de pérdidas por dispersión. b) Algunas células pueden llegar a convertirse en cargas y disipar la energía que producen las demás, este motivo puede deberse a la suciedad, a las nubes o edificios que sombrean parte del módulo. Esto es lo que se conoce como punto caliente.

2.2

Problema del Punto Caliente.

Para ilustrar este fenómeno, analizaremos aquí una de las muchas situaciones en las que puede producirse. Supongamos un módulo fotovoltaico con 36 células asociadas en serie. Una de las cuales recibe menos irradiancia (condición de célula sombreada) que el conjunto de 35 células. La figura 2.1 muestra las características I-V de esta célula “peor” o sombreada.

Figura 2.1 Características I-V de un módulo fotovoltaico con una célula “peor” o sombreada [4].

Puede observarse que la potencia suministrada por la célula “peor” seria negativa. Esto quiere decir que la célula sombreada ya no suministra potencia sino que disipa la potencia que genera el conjunto de 35 células idénticas en las mismas condiciones ambientales, convirtiéndose en una carga para el sistema y disminuyendo la potencia útil que entrega el conjunto. La disipación de potencia por parte de la célula sombreada crea un sobrecalentamiento en el generador y una posible destrucción del mismo. Este problema recibe el nombre de “punto caliente”.

2.3

Solución al Problema: Diodos de Paso y Bloqueo.

Como hemos visto en la figura 2.1, la corriente que proporciona un módulo con una configuración serie de todas sus células viene limitada por la corriente suministrada por la célula de peor calidad o sombreada. Este comportamiento empeoraría si una de sus células estuviese completamente a oscuras, haciendo que el módulo pasara a una condición de circuito abierto. El problema del punto caliente puede abordarse con el uso de los llamados “diodos de paso” (o “bypass diodes” en inglés) [7]. Estos diodos se colocan en paralelo con grupos de células asociadas en 36


PFC: Conceptos de Electrónica Aplicada a Sistemas Fotovoltaicos: Teoría y Simulación

serie, como muestra la figura 2.2. Si la polaridad del diodo es opuesta a la de las células, cuando éstas se polarizan inversamente aquél lo hace positivamente. Así se proporciona un fácil camino de paso a la corriente debida a los otros grupos de células del generador y limita la máxima potencia a disipar por una célula a la generada únicamente por las que componen su propio grupo. Por esta razón, son muchos fabricantes dotan a sus módulos de tomas intermedias que permiten la instalación de diodos de paso.

Figura 2.2 Diferentes formas de conectar los diodos de paso en un módulo de 36 células fotovoltaicas. Cortesía del Instituto de Energía Solar de Madrid.

Este ejemplo es representativo para las diferencias de corriente que pueden aparecer entre los distintos elementos de una asociación en serie, pero también es posible imaginar ocurrencias de punto caliente debidas a diferencias de tensión entre los distintos elementos de una asociación en paralelo. En un análisis similar al anterior problema, muestra que en esta situación, el módulo con menor tensión de circuito abierto se comporta como una carga que disipa la potencia generada por las demás ramas. Esta disipación de potencia al igual que en el caso anterior se traduce en un incremento de la temperatura. Para evitarlo se recurre a la instalación de lo que conocemos como los “diodos de bloqueo” (o “blocking diodes” en inglés) como se muestra en la figura 2.3. En el caso de los sistemas fotovoltaicos autónomos, estos diodos evita la descarga de la batería sobre los paneles fotovoltaicos.

Figura 2.3 Conexión de diodos de bloqueo entre diferentes ramales de un mismo módulo fotovoltaico. Cortesía del Instituto de Energía Solar de Madrid.

Estos diodos, deben de tener una tensión mínima igual al doble de la tensión de circuito abierto del generador fotovoltaico. También decir que el uso de este tipo de diodos supone pérdidas de potencia y frecuentes averías en el generador. Ya en muchas instalaciones actuales se opta por prescindir de ellos. A continuación, se plantea un ejemplo de sombreamiento de una célula con y sin diodos de paso para observar la evolución de la curva característica de un módulo fotovoltaico de 36 células en serie [10]. Supongamos que se produce un sombreado parcial sobre una célula del módulo, y se tapa parcialmente la célula 36. En consecuencia, la célula 36 tendrá una curva característica diferente a las demás y no producirá corriente alguna sino que consumirá la corriente que producen el resto de las células. Dicho flujo de corriente se transforma en calor, deteriorando la célula y originando el efecto del punto caliente. 37


BLOQUE I - Capítulo 2: Problema del Punto Caliente y Diodo de Paso

Ahora, colocamos diodos de paso cada 18 células. El diodo se conecta con polaridad opuesta a la de las células. Al sombrearse la célula 36, ésta invierte su polaridad cambiando así la polaridad del diodo. Permitiendo un camino alternativo a la corriente para que pase por el resto de las células. En la siguiente figura se muestra el efecto que produce incorporar diodos de paso en el panel fotovoltaico.

Figura 2.4 Curvas características de un módulo con y sin diodos de paso [10].

Observando la evolución de las curvas I-V de la gráfica de la figura 2.4, la curva 1 representa la curva característica de un módulo estándar de 36 células sin sombrear. La curva número 2 corresponde a la curva característica del mismo módulo pero con una célula sombreada en un 75 %, suponiendo que el módulo dispone de diodos de paso; y por último la curva 3, se refiere a la curva característica del módulo con la célula sombreada al 75 % pero suponiendo que no dispone de diodos de paso.

38


PFC: Conceptos de Electrónica Aplicada a Sistemas Fotovoltaicos: Teoría y Simulación

2.4

Referencias:

[1]

“Fundamentos, Dimensionado y Aplicaciones de la Energía Solar Fotovoltaica (Volumen I y II)”. Serie de Ponencias. Centro de Investigaciones Medioambientales y Tecnológicas. CIEMAT. Ministerio de Educación y Ciencia. Madrid. 2004.

[2]

E. Lorenzo, F. Martínez, R. Moretón. “Retratos de la Conexión Fotovoltaica a la Red (XIV): el asunto de las células calientes”. Universidad Politécnica de Madrid. Instituto de Energía Solar. Era solar: Energías renovables, Nº. 153, 2009 , pp. 8-21.

[3]

I. Iraizoz Latasa. “Análisis de la Potencia Disipada y Temperatura que alcanza una Célula Fotovoltaica Sombreada”. Universidad Pública de Navarra. Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales y de Telecomunicación. Pamplona. 2011.

[4]

E. Lorenzo. “Electricidad Solar Fotovoltaica. Volumen II: Radiación Solar y Dispositivos Fotovoltaicos”. Editorial PROGENSA. Sevilla. Primera Edición. 2006.

[5]

J. Pallejá Cabré. “Estudio de la Afectación de las Sombras en un Panel Fotovoltaico”. Universitat Rovira i Virgili. Escola de Tarragona. Técnica Superior Enginyeria. Departamento de Ingeniería Electrónica, Eléctrica y Automática. 2012.

[6]

R. Orduz Marzal. “Contribución a los Sistemas de Control de Potencia Micro-Distribuida en Edificios Fotovoltaicos.” Tesis Doctoral. Escuela Técnica Superior de Ingenieros de Telecomunicación. Universidad Politécnica de Madrid. 2009.

[7]

M. Alonso Abella. ”Sistemas Fotovoltaicos. Introducción al Diseño y Dimensionado de Instalaciones Solares Fotovoltaicas”. S.A.P.T. Publicaciones Técnicas, S.L. Segunda Edición 2005.

[8]

J. J. Figueroa Fuentes. “Simulación de Sistemas Fotovoltaicos con Pspice: Célula, Módulo, Generador y Circuitos de Potencia”. Proyecto Fin de Carrera. Universidad de Jaén. Escuela Politécnica Superior. 2011. Memoria: UJ/EPS/DE/ 13.11.

[9]

J. J. Marín Mera. “Aproximación al Diseño y Simulación de Circuitos Electrónicos de Potencia en Sistemas Fotovoltaicos. Convertidores DC/DC y Algoritmos de Control M.P.P.T.”. Proyecto Fin de Carrera. Universidad de Jaén. Escuela Politécnica Superior. 2009. Memoria: UJ/EPS/DE/ 13.08.

[10]

I. Lillo Bravo, R. Haselhuhn, C Hemmerle. “Instalaciones Fotovoltaicas. Manual para uso de instalaciones, fabricantes, proyectistas, ingenieros, arquitectos, instituciones de enseñanza y de investigación”. SODEAN, S.A. DGS LV Berlin-Brb. 1ª Edición. 2004.

[11]

J. D. Aguilar Peña. “Curso de Instalaciones Fotovoltaicas”. Departamento de Ingeniería Electrónica. Escuela Politécnica Superior. Universidad de Jaén. I+D en Energía Solar y Automática. Grupo IDEA. 2011.

[12]

“Era Solar. Energía Fototérmica – Fotovoltaica.” Revista Técnica. Edición 123. Noviembre / Diciembre 2004 – Año XXII. (on line 29/07/2013 http://www.erasolar.es)

[13]

P. Hernday. “Field Applications for I-V Curve Tracers”. SOLARPRO, Issue 4.5, Agosto/ Septiembre 2011, pp 77-106.

[14]

M. C. Alonso-García, J. M. Ruiz, W. Herrmann. “Technical Note: Computer Simulation of Shading Effects in Photovoltaics Arrays”. Renewable Energy 31, 2006, pp 1986-1993.

39


BLOQUE I - Capítulo 2: Problema del Punto Caliente y Diodo de Paso

[15]

L. Castañer,S. Silvestre. “Modelling Photovoltaic System Using Pspice”. Universidad Politécnica de Cataluña. Barcelona, Spain. Ed. Wiley 2002.

[16]

Nattorn Pongratananukul. “Analysis and Simulation Tools for Solar Array Power Systems”. Thesis. Department of Electrical and Computer Engineering. College of Engineering and Computer Science at the University of Central Florida. Orlando, Florida. Spring Term. 2005.

40


CapĂ­tulo 3 El MĂłdulo Fotovoltaico


BLOQUE I - Capítulo 3: El Módulo Fotovoltaico

3.1 Introducción. Un módulo solar está constituido por varias células iguales conectadas eléctricamente entre si, en serie y/o en paralelo, de forma que la tensión y corriente suministrada por el módulo se incrementa hasta ajustarse al valor deseado. La mayor parte de los módulos solares se construyen asociando primero células en serie hasta conseguir el nivel de tensión deseado, y luego asociando en paralelo varias asociaciones serie de células para alcanzar el nivel de corriente deseado. Un problema que el ingeniero ha de resolver con frecuencia es la predicción del comportamiento eléctrico de un generador fotovoltaico, partiendo de información sobre la constitución del propio generador y sobre la meteorología del lugar donde está instalado. Anteriormente hemos visto que la curva característica I-V, de una célula solar puede expresarse con suficiente aproximación como:

I = IL − I0 e

V + I ⋅ RS VT

−1 −

V + I ⋅ RS RP

(3.1)

Esta expresión representa adecuadamente el funcionamiento intrínseco de la célula. Sin embargo, no puede utilizarse directamente para abordar la predicción mencionada, puesto que alguno de los parámetros que involucra su manejo no tienen una medida directa y son difíciles de conocer. 3.2 La Característica I-V de un Módulo Fotovoltaico. Como hemos comentado, un módulo fotovoltaico está constituido de muchas células solares asociadas eléctricamente entre sí. Tales células no son, en general, idénticas por lo que la determinación exacta de la característica I-V del módulo, aun en el supuesto de conocer las características de cada célula individual, puede convertirse en un problema de cálculo muy complejo. Sin embargo, la resolución de la mayoría de los problemas prácticos no precisa de tal exactitud y puede recurrirse al sencillo modelo [6] que resulta de aceptar como válidos los supuestos siguientes: • •

Los efectos de la resistencia paralelo son despreciables. La corriente generada, IL, y la corriente de cortocircuito, ISC, son iguales.

• •

>> 1 en cualquier condición. Todas las células de un mismo módulo son idénticas y trabajan igualmente iluminadas y a la misma temperatura. Las caídas de tensión en los conductores que interconexionan las células son despreciables.

e

V + IRs Vt

De los siguientes supuestos obtenemos las siguientes fórmulas:

I MOD = I ⋅ N CP VMOD = V ⋅ N CS

(3.2)

PMOD = P ⋅ N CS ⋅ N CP

(3.4)

(3.3)

Con lo que:

I SC , MOD = I SC ⋅ N CP

(3.5)

VOC , MOD = VOC ⋅ N CS

(3.6)

PMPP , MOD = PMPP ⋅ N CS ⋅ N CP

(3.7)

RS ⋅ N CS N CP

(3.8)

RS , MOD = 42


PFC: Conceptos sobre Electrónica Aplicada a Sistemas Fotovoltaicos: Teoría y Simulación

Donde IMOD, VMOD, PMOD, ISC,MOD, VOC,MOD, PMPP,MOD y RS,MOD son la corriente, tensión, potencia, intensidad de cortocircuito, tensión de circuito abierto, potencia en el punto de máxima potencia y resistencia serie del módulo respectivamente y NCP y NCS el número de células asociadas en paralelo o serie. Como se puede deducir de las expresiones anteriores, los parámetros eléctricos de un módulo fotovoltaico tienen una relación directa con los parámetros eléctricos de sus células y con la cantidad y el conexionado serie-paralelo de las mismas. Lo que nos lleva a establecer que las características I-V y P-V de un módulo son proporcionales a las de sus células solares y las conclusiones obtenidas para una célula solar son válidas también para un módulo.

3.3 Obtención de la Curva Característica Corriente-Tensión para Condiciones Estándares de Medida. Las características eléctricas de un módulo fotovoltaico, vienen dadas para unas condiciones de irradiancia y temperatura estándares de medida, o lo que es lo mismo para unas condiciones STC (Standard Test Conditions). Estas condiciones, como vimos en el capítulo de la célula solar, son: • Una Irradiancia G igual a 1000 W/m2. • Una distribución espectral AM 1,5. • Incidencia normal • Temperatura de célula 25 ºC. Pero, al realizar la curva característica corriente-tensión bajo cualquier condición de irradiancia y temperatura, los valores obtenidos no coincidirán con los especificados por el fabricante para las condiciones estándar de medida del módulo. No obstante, a partir de cualquier curva tensión-corriente obtenida bajo medida a sol real, es posible extrapolar los resultados obtenidos a los condiciones estándares de medida (STC). 3.3.1 Pasos a seguir para la obtención de parámetros eléctricos en condiciones estándares a partir de medidas a sol real. Mediante los pasos que continuación se detallan [6,8,1], se pueden obtener los valores para condiciones cualesquiera de operación del módulo.

1º Mediante la curva obtenida para valores cualesquiera de G y Ta, obtenemos los valores de intensidad de cortocircuito del módulo ISC,MOD ,tensión de circuito abierto del módulo VOC,MOD , y potencia máxima del módulo PMPP,MOD. 2º Una vez determinados los parámetros anteriores, calculamos los parámetros característicos a nivel de célula solar: La intensidad de cortocircuito de cada célula, ISC, se obtiene despejando en la ecuación 3.5:

I SC =

I SC , MOD N CP

La tensión de circuito abierto de cada célula, VOC, que despejando en la ecuación 3.6 tenemos:

VOC =

VOC , MOD N CS

La potencia máxima que entrega cada célula, PMPP, se obtiene despejando de la ecuación 3.7:

PMPP =

PMPP , MOD N CS ⋅ N CP

3º Una vez determinados los parámetros para una célula solar en condiciones cualesquiera de irradiancia y temperatura ambiente, se pasan a condiciones estándar de medida. Para ello resumiremos las fórmulas a utilizar: 43


BLOQUE I - Capítulo 3: El Módulo Fotovoltaico

I SC = I SC , STC

G GSTC

(3.9)

Donde G está expresado en W/m2.

VOC = VOC , STC − 0.0023(TC − 298)

(3.10)

Donde TC debe estar expresada en º K.

TC = TA + G

TONC − 293 800

(3.11)

Donde G debe estar expresado en W/m2 y TONC en º K.

PMPP = PMPP , STC ⋅

G [1 − β (TC − 298)] GSTC

(3.12)

Donde el parámetro β es la derivada de la potencia con la temperatura: típicamente β = 0,0035 º K-1. G y GSTC debe estar expresado en W·m-2 y TC en º K. Aunque a veces cuando consideremos el factor de forma constante utilizaremos la siguiente ecuación de la potencia máxima:

PMPP , STC = FF ⋅ I SC , STC ⋅ VOC , STC

(3.13)

Y la resistencia serie, RS, mediante la ecuación: Rs = 1 −

FF VOC FFO ISC

(3.14)

Donde el factor de forma, FF, y el factor de forma normalizado, FFO son:

FF =

PMPP VOC ⋅ I SC

FFO =

v OC − ln(v OC + 0.72) v OC + 1

(3.15),(3.16)

Para obtener vOC, (voltaje en circuito abierto normalizado de la célula solar en STC) utilizaremos las ecuaciones siguientes: V T (K ) v OC = OC VT = 0.0256 ⋅ C (3.17),(3.18) VT 298 Haciendo uso de las ecuaciones anteriores hallaremos los valores de corriente de cortocircuito estándar, ISC,STC, tensión de circuito abierto estándar, VOC,STC, y potencia máxima estándar, PMPP,STC de la célula.

4º Y por último con los valores hallados en el paso anterior y con la ayuda de las ecuaciones 3.5, 3.6 y 3.7 podemos ya calcular la intensidad de cortocircuito del módulo ISC,MOD,STC, la tensión de circuito abierto del módulo, VOC,MOD,STC, y la potencia máxima del módulo, PMPP,MOD,STC, en condiciones estándares de funcionamiento. A continuación se representa un diagrama de bloques a modo de resumen con los pasos a seguir para obtener los parámetros eléctricos característicos de un módulo fotovoltaico en condiciones estándares de medida a partir de unos valores reales medidos en condiciones cualesquiera de irradiancia y temperatura ambiente.

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PFC: Conceptos sobre Electrónica Aplicada a Sistemas Fotovoltaicos: Teoría y Simulación

Medida de curva característica intensidadtensión para G y TA cualesquiera Determinación de I SC , MOD VOC , MOD y PMPP , MOD

I SC

I SC , STC

Cálculo de VOC PMPP y RS

Cálculo de VOC , STC y PMPP , STC

I SC , MOD , STC = I SC , STC ⋅ N CP VOC , MOD , STC = VOC , STC ⋅ NCS PMPP , MOD , STC = PMPP , STC ⋅ N CS ⋅ N CP Figura 3.1 Esquema resumen para obtención de parámetros eléctricos en STC a partir de G y TA cualesquiera.

3.4 Modelado mediante PSpice de un Módulo Fotovoltaico. El modelado de un módulo fotovoltaico mediante Pspice nos será muy útil en el diseño de generadores fotovoltaicos, sobre todo a la hora de estudiar condiciones de funcionamiento potencialmente peligrosas. Un módulo fotovoltaico está constituido por combinaciones de células en serie y en paralelo. El modelo del módulo que utilizaremos para las simulaciones posteriores parte del modelo de la célula solar de silicio visto en el capítulo de la célula solar. Mediante el conexionado serie y paralelo de submodelos de células se puede llegar a crear un macromodelo que modele el comportamiento del módulo fotovoltaico.

Figura 3.2 Esquema de simulación de OrCAD de un módulo fotovoltaico con 36 células en serie y 2 ramas en paralelo extraído de la librería “solar_parts.lib”.

Esta forma de simular el comportamiento del módulo, hace que trabajar con él sea engorroso y ralentice considerablemente las simulaciones, además de los innumerables problemas de convergencia y 45


BLOQUE I - Capítulo 3: El Módulo Fotovoltaico

desbordamientos que parecen al simular Pspice. Por ello se opta por la modificación del modelo de la célula para simular un módulo completo. 3.4.1 Modelado de un módulo fotovoltaico para obtención de sus curvas características. El modelo del módulo [3] es sencillo, basta con considerar el número de células serie (NCS) y el paralelo (NCP) que lo componen en las ecuaciones 1.42 y 1.45 del modelo de la célula visto en el capítulo de la célula solar. En el modelo del módulo los parámetros de corriente de iluminación y corriente de oscuridad que simulan el comportamiento eléctrico del módulo fotovoltaico, son:

I L = I SC , MOD

I D = I SC , MOD exp

−VOC , MOD N CS ⋅VT

exp

VIN + − VIN − N CS ⋅ VT

(3.19),(3.20)

También hay que tener en cuenta una serie de supuestos que son válidos a la hora de resolver problemas prácticos en la ingeniería de sistemas fotovoltaicos: todas las células que componen el módulo se consideran idénticas y su temperatura como la irradiancia incidente sobre todas ellas presentan el mismo valor. La resistencia en paralelo no se tiene en cuenta, despreciándose sus efectos, aunque en el modelo se ha introducido para evitar errores de convergencia en las simulaciones asignándole un valor por defecto muy elevado de 100M . .subckt MODULO_PARAM POS NEG PARAMS: G=1000 Ta=-8.75 NCS=1 NCP=1 G_ABMI1 NEG 1 VALUE { NCP*3.27m*G} G_G1 1 NEG VALUE { + NCP*3.27m*G*EXP(-(0.6-2.3m*((Ta+273)+33.75m*G-298))/ + (85.9u*((Ta+273)+33.75m*G)))*EXP(V(1,NEG)/ + (NCS*(85.9u*(((Ta+273)+33.75m*G))))) } R_Rs 1 POS {17.96m*NCS/NCP} R_Rp NEG 1 100Meg .ends MODULO_PARAM

Figura 3.3 Modelo Pspice de un módulo con características eléctricas de célula de Isofotón. Fragmento extraído de librería “solar_parts.lib”.

En el modelo de Isofotón presentado en la figura 3.3, vemos dos bloques importantes, AMBI1 (modela la ecuación 3.19, a través de la Irradiancia incidente, y la ISC,STC), que nos suministra la corriente de iluminación y G1 (modela la ecuación 3.20), que devuelve el valor de la corriente de oscuridad. Las RS y RP que vemos en el diagrama del modelo son las resistencias serie y paralelo calculadas para el modelo utilizado en concreto, y para el módulo lo único diferente que añadimos con respecto al modelo de célula fotovoltaica vista en el capítulo de la célula solar, es considerar el número de células en serie y en paralelo. Los símbolos del modelo de un módulo genérico que usaremos para representar las curvas características en el programa de simulación Pspice son los siguientes:

Figura 3.4 Modelo del módulo fotovoltaico para simulaciones con G y TA constantes (izquierda) y modelo de un módulo con comportamiento paramétrico (derecha). Símbolos del capture extraídos de la librería “solar_part.lib”.

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PFC: Conceptos sobre Electrónica Aplicada a Sistemas Fotovoltaicos: Teoría y Simulación

También se podría modelar un modelo de un módulo de otro fabricante, cambiando los parámetros eléctricos de célula (ISC,STC, VOC,STC, RS y RP) en el modelo de la figura 3.3 y asignando valores a NCP y NCS para establecer la dimensión deseada de nuestro módulo fotovoltaico. 3.4.2 Modelado de un módulo fotovoltaico para obtención de sus respuestas en régimen transitorio. El modelo utilizado en la figura 3.3 nos ayudará a conocer el comportamiento del módulo en unas condiciones dadas. En ocasiones, es necesario ver el comportamiento de dicho módulo durante un periodo de tiempo donde las condiciones de funcionamiento varían y observar así la respuesta antes estos cambios. Para poder ver este comportamiento se ha modificado el modelo del módulo con características eléctricas de célula de Isofotón. En la figura siguiente se puede apreciar los cambios que hacen posible la variación de los parámetros de G y Ta en tiempo de ejecución. .subckt MODULO POS NEG G Ta PARAMS: NCS=1 NCP=1 G_ABMI1 NEG 1 VALUE { NCP*3.27m*V(G)} G_G1 1 NEG VALUE { + NCP*3.27m*V(G)*EXP(-(0.605-2.3m*((V(Ta)+273)+33.75m*V(G)-298))/ + (85.9u*((V(Ta)+273)+33.75m*V(G))))*EXP(V(1,NEG)/ + (NCS*(85.9u*(((V(Ta)+273)+33.75m*V(G)))))) } R_Rs 1 POS {18.9889m*NCS/NCP} R_Rp NEG 1 100Meg R_G G 0 100Meg R_Ta Ta 0 100Meg .ends MODULO Figura 3.5 Modelo Pspice de un módulo con características eléctricas de célula de Isofotón con condiciones de irradiancia y temperatura ambiente variables. Para establecer la dimensión de un módulo, se asignara valores a NCS y NCP hasta tener la dimensión deseada. Las Rs y Rp serán las mismas para todas las células del módulo. Fragmento extraído de librería “solar_parts.lib”.

En el modelo de la figura 3.5 se ha introducido la irradiancia y la temperatura ambiente como fuentes de tensión para poder incluir datos de condiciones de funcionamientos obtenidos a sol real y así observar su comportamiento como si de condiciones reales se tratase. Las condiciones de temperatura e irradiancia variables se han introducido a partir de unas gráficas como las que se ve en la figura 3.6, a los que llamamos estímulos, que representan los valores teóricos de temperatura e irradiancia transcurridos en 24 horas. También permite la opción de emplear estímulos reales tomados a partir de datos reales, como los que se pueden observar en la figura 3.7.

47


BLOQUE I - Capítulo 3: El Módulo Fotovoltaico

Figura 3.6 Curvas de irradiancia y temperatura ambiente teóricas para un día. Estímulos “Irradiancia Teorica (Univer).stl” y “Temperatura Teorica (Univer).stl”.

50V

1.2KV

0.8KV

25V 0.4KV

0V 0s

4ms V(G)

8ms

12ms

16ms

20ms 24ms

0V 0s

4ms V(TMP)

8ms

12ms

16ms

20ms 24ms

Time Time Figura 3.7 Estímulos de irradiancia y temperatura reales diarias. Estímulos “irradiancia.stl” y “Tambiente.stl”.

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PFC: Conceptos sobre Electrónica Aplicada a Sistemas Fotovoltaicos: Teoría y Simulación

3.5 Referencias. [1]

J. D. Aguilar, G. Nofuentes, J. Marín, J. C. Hernández, F. J. Muñoz y E. P. Guzmán. “Estudio de Célula Solar con ayuda de Simulador Pspice y de Medidas de Módulos Fotovoltaicos de Silicio Cristalino a Sol Real”. Grupo I+DEA. Escuela Politécnica Superior. Universidad de Jaén. Campus de las Lagunillas. Tecnologías Aplicadas a la Enseñanza de la Electrónica. TAEE 2006.

[2]

J. D. Aguilar, P. J. Pérez, J. de la Casa, C. Rus. “Cálculo de la Energia Generada por un Sistema Fotovoltaico Conectado a Red: Aplicación Docente”. Grupo I+DEA. Escuela Politécnica Superior. Universidad de Jaén. Campus de las Lagunillas. TAEE 2006.

[3]

G. Nofuentes, G. Almonacid, F.J. Muñoz, E. Gumán, J.C. Hernández. “Modelo de Spice para Módulo Fotovoltaico”. Grupo Jaén de Técnica Aplicada. Escuela Politécnica Superior. Universidad de Jaén. Conferencia de Dispositivos Electrónicos (CDE 2001), Granada, pp 301304.

[4]

J. J. Figueroa Fuentes. “Simulación de Sistemas Fotovoltaicos con Pspice: Célula, Módulo, Generador y Circuitos de Potencia”. Proyecto Fin de Carrera. Universidad de Jaén. Escuela Politécnica Superior. 2011. Memoria: UJ/EPS/DE/ 13.11.

[5]

J. J. Marín Mera. “Aproximación al Diseño y Simulación de Circuitos Electrónicos de Potencia en Sistemas Fotovoltaicos. Convertidores DC/DC y Algoritmos de Control M.P.P.T.”. Proyecto Fin de Carrera. Universidad de Jaén. Escuela Politécnica Superior. 2008. Memoria: UJ/EPS/DE/ 13.08.

[6]

E. Lorenzo. “Electricidad Solar Fotovoltaica. Volumen II: Radiación Solar y Dispositivos Fotovoltaicos”. Editorial PROGENSA. Sevilla. Primera Edición. 2006.

[7]

“Fundamentos, Dimensionado y Aplicaciones de la Energía Solar Fotovoltaica (Volumen I y II)”. Serie de Ponencias. Centro de Investigaciones Medioambientales y Tecnológicas. CIEMAT. Ministerio de Educación y Ciencia. Madrid. 2004.

[8]

M. Alonso Abella. ”Sistemas Fotovoltaicos. Introducción al Diseño y Dimensionado de Instalaciones Solares Fotovoltaicas”. S.A.P.T. Publicaciones Técnicas, S.L. Segunda Edición 2005.

[9]

R. Orduz Marzal. “Contribución a los Sistemas de Control de Potencia Micro-Distribuida en Edificios Fotovoltaicos.” Tesis Doctoral. Escuela Técnica Superior de Ingenieros de Telecomunicación. Universidad Politécnica de Madrid. 2009.

[10] J. Fernández Ferichola. “Caracterización de Módulos Fotovoltaicos con Dispositivo Portátil”. Proyecto Fin de Carrera. Departamento de Tecnología Electrónica. Universidad Carlos III de Madrid. 2009. [11] Nattorn Pongratananukul. “Analysis and Simulation Tools for Solar Array Power Systems”. Thesis. Department of Electrical and Computer Engineering. College of Engineering and Computer Science at the University of Central Florida. Orlando, Florida. Spring Term. 2005. [12] L. Castañer,S. Silvestre. “Modelling Photovoltaic System Using Pspice”. Universidad Politécnica de Cataluña. Barcelona. Ed. Wiley 2002. [13] S. R. Wenham, M. A. Green, M. E. Watt, R. Corkish. “Applied Photovoltaics”. Editorial ARC Centre for Advanced Silicon Photovoltaics and Photonics. London. 2007 [14] “OrCAD Capture. Guía de Usuario”. OrCAD Inc. 1998. [15] “OrCAD Pspice A/D. Guía de Usuario”. OrCAD Inc. 1998. 49


BLOQUE I - Capítulo 3: El Módulo Fotovoltaico

50


CapĂ­tulo 4 El Generador Fotovoltaico


BLOQUE I - Capítulo 4: El Generador Fotovoltaico

4.1 Introducción. El generador fotovoltaico está constituido por la asociación de varios módulos fotovoltaicos conectados eléctricamente entre sí. En el supuesto que todas las células sean iguales y trabajen en idénticas condiciones de operación, la característica intensidad-tensión de un generador fotovoltaico se obtiene de considerar que la intensidad y la tensión generada son: I GFV = I MOD ⋅ N MODP VGFV = VMOD ⋅ N MODP (4.1),(4.2) Donde IGFV es la corriente del generador (A), IMOD es la intensidad del módulo (A), NMODP es el número de módulos asociados en paralelo, VGFV es la tensión del generador (V), VMOD es la tensión de un módulo (V) y NMODS el número de módulos asociadas en serie.

4.2 El Generador Fotovoltaico. Para el cálculo de los valores de operación de un generador fotovoltaico nos basamos en el funcionamiento de una célula [5]. Cuando funciona como generador de corriente puede explicarse como la diferencia entre la corriente de iluminación o fotogenerada (IL ), y la corriente de oscuridad ( ID ), tomando como positiva la corriente fotogenerada de la célula. Por lo tanto tenemos:

I = IL − ID

(4.3)

La ecuación que utilizaremos como base para calcular la curva característica, intensidad-tensión, de un generador es la siguiente:

I = I SC 1 − exp

V − VOC + I ⋅ RS VT

(4.4)

Esta ecuación ha sido extraída del capítulo de la célula solar y representa adecuadamente el funcionamiento intrínseco de la célula. Sin embargo, no puede utilizarse directamente sin extrapolarla para el generador fotovoltaico.

4.2.1 Modelado mediante PSpice de un Generador Fotovoltaico. El modelo del generador es sencillo, basta con sustituir y desarrollar el número de células en serie (NCS), el número de células en paralelo (NCP), el numero de módulos en serie (NMODS) y el numero de módulos en paralelo (NMODP) en las ecuaciones vistas anteriormente del capítulo de la célula solar [1, 3]. Finalmente, las ecuaciones que modelan la corriente fotogenerada y corriente de oscuridad que a su vez simulan el comportamiento eléctrico de todas las células del generador fotovoltaico, quedarían tal que así:

I L = I SC ⋅ N MODP ⋅ N CP

I D = I SC ⋅ N MODP ⋅ N CP exp

−VOC VIN + − VIN − exp VT N MODS ⋅ N CS ⋅ VT

(4.5),(4.6)

No hay que olvidar que hay que tener en cuenta una serie de supuestos que son válidos para resolver problemas prácticos en sistemas fotovoltaicos: todas las células que componen el generador se consideran idénticas y su temperatura como la irradiancia incidente sobre todas ellas presentan el mismo valor. La resistencia en paralelo no se tiene en cuenta, despreciándose sus efectos (aunque en el modelo se ha introducido con un valor de 100M para evitar errores de convergencia en las simulaciones).

52


PFC: Conceptos sobre Electrónica Aplicada a Sistemas Fotovoltaicos: Teoría y Simulación

Para la simulación de nuestro generador fotovoltaico que utilizaremos en prácticas de laboratorio, vamos a usar los parámetros eléctricos a nivel de célula de algunos módulos del fabricante Isofotón (la mayoría de sus módulos tienen los mismos parámetros eléctricos a nivel de célula) para hallar las corrientes de oscuridad y fotogenerada. Sustituyendo las dos ecuaciones anteriores y los datos conocidos facilitados por el fabricante, podemos crear nuestro modelo de generador mediante PSpice y quedaría de la siguiente manera: .subckt GENERADOR POS NEG G Ta PARAMS: NCS=1 NCP=1 NMS=1 NMP=1 G_ABMI1 NEG 1 VALUE { NMP*NCP*3.27m*V(G)} G_G1 1 NEG VALUE { + NMP*NCP*3.27m*V(G)*EXP(-(0.6-2.3m*((V(Ta)+273)+33.75m*V(G)-298))/ + (86.14u*((V(Ta)+273)+33.75m*V(G))))*EXP(V(1,NEG)/ + (NMS*NCS*(86.14u*(((V(Ta)+273)+33.75m*V(G)))))) } R_Rs 1 POS {17.54m*NMS*NCS/(NCP*NMP)} R_Rp NEG 1 100Meg R_G G 0 100Meg R_Ta Ta 0 100Meg .ends GENERADOR Figura 4.1 Modelo Pspice de un generador fotovoltaico con características eléctricas de célula de Isofotón. Fragmento extraído de librería “solar_parts.lib”.

En el modelo de Isofotón presentado en la figura 4.1, vemos dos bloques importantes, AMBI1 (modela la ecuación 4.5, a través de la Irradiancia incidente, y la ISC,STC), que nos suministra la corriente fotogenerada y G1 (modela la ecuación 4.6), que devuelve el valor de la corriente de oscuridad. Las RS y RP que vemos en el diagrama del modelo son las resistencias serie y paralelo calculadas para el modelo utilizado en concreto. Para el generador lo único diferente que añadimos con respecto al modelo de célula fotovoltaica vista en el capítulo de la célula solar, es considerar el número de células y módulos en serie y en paralelo. La figura esquemática del modelo que identifica el generador fotovoltaico que usaremos para representar las curvas características en el programa de simulación Pspice se ha extraído de la librería “solar_parts.olb” y es el siguiente:

Figura 4.2 Esquemático utilizado para la representación gráfica del modelo PSpice del generador fotovoltaico. Símbolo del capture extraído de la librería “solar_part.lib”.

4.3 Seguidor del punto de máxima potencia (MPPT). La potencia que entrega un generador en un determinado punto de trabajo es igual al producto de la tensión y la corriente. 53


BLOQUE I - Capítulo 4: El Generador Fotovoltaico

Lo que pretendemos es obtener el valor de potencia máxima que puede alcanzar el generador para valores cambiantes de irradiancia y temperatura ambiente. En este método, calcularemos la potencia máxima a partir de ISC,STC, VOC,STC, IMPP,STC, VMPP,STC, TONC y FF. 4.3.1 Obtención de la máxima potencia. Para calcular la potencia del generador utilizamos el método de Araujo-Green, a partir de la tensión y corriente en el punto de máxima potencia (VMPP y IMPP), partiendo de los valores de ISC y VOC y para una irradiancia y temperatura dada, vamos a utilizar las expresiones que vemos a continuación [4]. El orden de cálculo que debemos de seguir para obtener los valores de operación de la célula para valores de radiación y temperatura cualesquiera es el siguiente: 1º. Tenemos que calcular la corriente de cortocircuito y la tensión de circuito abierto a nivel de célula.

I SC = I SC ,STC

G 1000

VOC = VOC ,STC − 0.0023 (TC − 25º C )

(4.7)

TC = TA + G ⋅

TONC − 20º C 800

(4.8),(4.9) 2º. Debemos averiguar el valor de la tensión de célula normalizada para su posterior uso en otras ecuaciones importantes:

vOC , STC =

VOC , STC K ⋅ TC (º K )

⋅e

(4.10)

Donde la constante de Boltzmann (K) tiene un valor de 1.38 10-23 J K-1 y la carga del electrón (e) de 1.602 10-19 C. 3º. Hallamos el factor de forma y el factor de forma intrínseco para luego sustituir los valores en la resistencia serie normalizada. P v − ln(v OC + 0.72) FF = MPP (4.11),(4.12) FFO = OC v OC + 1 VOC ⋅ I SC 4º. Calculamos la resistencia serie normalizada.

rS = 1 −

I FF = RS ⋅ SC FFO VOC

(4.13)

5º. Para calcular la tensión y corriente en el punto de máxima potencia:

VMPP = VOC 1 −

b

ν OC

⋅ ln a − rS (1 − a − b )

I MPP = I SC (1 − a − b )

(4.14),(4.15)

Antes debemos de averiguar las dos variables que tenemos como incógnitas (a y b):

a = ν OC + 1 − 2 ⋅ν OC ⋅ rS

b=

a a +1

(4.16),(4.17)

6º. Finalmente la potencia máxima de la célula es:

PMPP = VMPP ⋅ I MPP

(4.18)

Pero lo que buscamos es la potencia máxima del generador, entonces:

54

VMPP ,GFV = VMPP ⋅ N MODS ⋅ N CS

(4.19)

I MPP ,GFV = I MPP ⋅ N MODP ⋅ N CP

(4.20)

PMPP ,GFV = PMPP ⋅ N MODP ⋅ N CP ⋅ N MODS ⋅ N CS

(4.21)


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4.3.2 Modelado de la obtención de la Máxima potencia. Para poder obtener los valores de tensión e intensidad de máxima potencia, haremos uso de un macromodelo creado para Pspice [15, 16], mediante el método de Araujo-Green que hemos descrito anteriormente. Este bloque devolverá la potencia máxima del generador fotovoltaico partiendo de sus parámetros intrínsecos y las condiciones atmosféricas a las que se encuentra expuesto. Con la ayuda de las macros incluidas en Pspice obtendremos la energía máxima suministrada por el generador para cualquier condición ambiental. A continuación se presenta el modelo del bloque del seguidor del punto de máxima potencia de un generador ante cualquiera cambio de irradiancia y temperatura ambiente [6, 7]. ******************* SEGUIDOR PUNTO DE MAXIMA POTENCIA ******************* *-------------------------------------------------------------------------* .subckt MPPT Voc G Ta Im Vm PARAMS: Isc_STC=6.54 Voc_STC= 21.6 VMAX= 17.4 4 IMAX=6.1 TONC= 47 * G_Imax Im 0 VALUE ={V(G)*Isc_STC/1000*(1-(A(N_voc(V(Voc)), + rs(FF(),FFo(N_voc(V(Voc)))))*(-B(A(N_voc(V(Voc)),rs(FF(), + FFo(N_voc(V(Voc)))))))))} E_Vmax Vm 0 VALUE = {V(Voc)*(1-(B(A(N_voc(V(Voc)),rs(FF(), + FFo(N_voc(V(Voc))))))/N_voc(V(Voc)))*LOG(A(N_voc(V(Voc)),rs(FF(), + FFo(N_voc(V(Voc))))))-rs(FF(),FFo(N_voc(V(Voc))))*(1+ (A(N_voc(V(Voc)),rs(FF(),FFo(N_voc(V(Voc)))))*(+ B(A(N_voc(V(Voc)),rs(FF(),FFo(N_voc(V(Voc))))))))))} * * * * * * * * * * *

3

Formato de llamada a las diferentes funciones dentro del macromodelo PSpice para el calculo de MMP. FFo(N_voc(V(Voc))) FF() rs(FF(),FFo(N_voc(V(Voc)))) N_voc(V(Voc)) TC(V(Ta)) A(N_voc(V(Voc)),rs(FF(),FFo(N_voc(V(Voc))))) B(A(N_voc(V(Voc)),rs(FF(),FFo(N_voc(V(Voc))))))

2

* Resistencia para evitar errores de convergencia. * R_VOC Voc 0 100MEG R_Im Im 0 100MEG R_G G 0 100MEG R_Ta Ta 0 100MEG * Declaración de Funciones utilizadas. * .FUNC TC(tamb) {tamb+(TONC-20)/800} .FUNC N_voc(tension) {tension/0.025} .FUNC FFo(V) {(V-LOG(V+0.72))/(V+1)} .FUNC FF() {VMAX*IMAX/(Voc_STC*Isc_STC)} .FUNC rs(fact1,fact2) {1-(fact1/fact2)} .FUNC A(vnorm,rnorm) {vnorm+1-2*vnorm*rnorm} .FUNC B(coef_a) {coef_a/(1+coef_a)}

1

.ends MPPT

Figura 4.3 Modelo Pspice del bloque Seguidor del Punto de Máxima Potencia (MPPT) de la librería “solar_parts.lib”.

55


BLOQUE I - Capítulo 4: El Generador Fotovoltaico

Procediendo a explicar el funcionamiento de cada parte que forma este macromodelo, lo primero que tenemos que hacer es declarar las funciones que nos van a servir para luego hacer uso de ellas en el momento que deseemos, ya que la ecuación para calcular la tensión e intensidad máxima (ecuación 4.14 y 4.15) es muy compleja de realizar. Las funciones las declaramos como vemos en el recuadro nº1 de la figura 4.3 mediante la instrucción “FUNC”, después el nombre que queremos darle en corto, y entre paréntesis el termino que tenemos que introducir en la ecuación que queremos que realice esa función. Una vez declarada la función, a continuación y entre llaves se escribe la ecuación utilizando el término que hemos introducido en la función. Como vemos en las funciones declaradas, corresponden con las ecuaciones del método de AraujoGreen que hemos visto anteriormente en las ecuaciones 4.9, 4.10, 4.11, 4.12, 4.13, 4.16 y 4.17, para su posterior llamada en caso de que se necesiten. Después de declarar las funciones, podemos llamarlas como se detallan en el recuadro nº2. Observamos cómo podemos llamar a una función dentro de otra función como en el caso del factor de forma intrínseco (FFo), FFo(N_voc(V(Voc))) que a su vez llama a la función de calcular la tensión de célula normalizada. Otra cosa que podemos apreciar es que los parámetros de VOC, G y TA se miden mediante fuentes de tensión independientes unas de otras, que se corresponden con las entradas del bloque de MPPT. Una vez declaradas las funciones necesarias, para calcular la tensión e intensidad máxima del generador (ecuaciones 4.14 y 4.15), lo podemos escribir de una forma más cómoda, llamando a las funciones como vemos en el recuadro nº3 de la figura 4.3. El modelo de Pspice del MPPT, está básicamente formado por dos fuentes dependientes, una de corriente y otra de tensión. La fuente de corriente G_Imax, modela la corriente del punto de máxima potencia y E_Vmax la tensión del punto de máxima potencia. Y por último en la cabecera del macromodelo, el recuadro nº4, declaramos las entradas/salidas de nuestro bloque MPPT y los parámetros externos que añadiremos manualmente necesarios para los algoritmos de cálculo de la intensidad y tensión máxima. El dibujo esquemático que vamos a utilizar para representar este bloque MPPT es el siguiente:

Figura 4.4 Dibujo esquemático del bloque MPPT. Extraído de librería “solar_parts.olb”.

Donde vemos que hay 3 entradas (VOC, TA y G) y las salidas IM y VM, que nos dan el punto de máxima potencia. Para que el bloque de búsqueda del punto de máxima potencia funcione correctamente, necesitaremos introducir unos parámetros relacionados con el generador fotovoltaico al que se le desea aplicar los algoritmos de búsqueda. Estos parámetros aparecen en la figura 4.4, como son: TONC, VOC,STC, ISC,STC, VMAX y IMAX. Algunos de ellos se proporcionan en las hojas del fabricante y otros se calcularán mediante las siguientes expresiones:

VGFV = VMOD ⋅ N CS ⋅ N MODS I GFV = I MOD ⋅ N CP ⋅ N MODP 56

(4.22) (4.23)


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4.4 Expresiones del Método de Araujo-Green. Intensidad máxima I MPP = I SC (1 − a − b )

I MPP ,GFV = I MPP ⋅ N CP ⋅ N MODP

Tensión máxima VMPP = VOC 1 −

b

ν OC

⋅ ln a − rS (1 − a − b )

VMPP ,GFV = VMPP ⋅ N CS ⋅ N MODS

Voc normalizad VOC , STC vOC , STC = ⋅e K ⋅ TC (º K ) K = 1.38 ⋅10−23 J ⋅ K −1 e = 1.602 ⋅10−19 C

Factor de Forma FFSTC =

FFO , STC =

VMPP , STC ⋅ I MPP , STC VOC , STC ⋅ I SC , STC

vOC , STC − ln(vOC , STC + 0.72) vOC , STC + 1

ayb a = ν OC + 1 − 2 ⋅ν OC ⋅ rS a b= a +1

Potencia máxima PMPP = VMPP ⋅ I MPP PMPP ,GFV = VMPP ,GFV ⋅ I MPP ,GFV

Resistencia serie

RS ,GFV =

RS =

RS ⋅ N CS ⋅ N MODS N CP ⋅ N MODP

VOC , STC I SC , STC

⋅ 1−

FFSTC FFO , STC

Temperatura

TC = TA + G ⋅

TONC (º C ) − 20º C 800W / m 2

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BLOQUE I - Capítulo 4: El Generador Fotovoltaico

4.5 Referencias. [1]

J. D. Aguilar, G. Nofuentes, J. Marín, J. C. Hernández, F. J. Muñoz y E. P. Guzmán. “Estudio de Célula Solar con ayuda de Simulador Pspice y de Medidas de Módulos Fotovoltaicos de Silicio Cristalino a Sol Real”. Grupo I+DEA. Escuela Politécnica Superior. Universidad de Jaén. Campus de las Lagunillas. Tecnologías Aplicadas a la Enseñanza de la Electrónica. TAEE 2006.

[2]

J. D. Aguilar, P. J. Pérez, J. de la Casa, C. Rus. “Cálculo de la Energía Generada por un Sistema Fotovoltaico Conectado a Red: Aplicación Docente”. Grupo I+DEA. Escuela Politécnica Superior. Universidad de Jaén. Campus de las Lagunillas. TAEE 2006.

[3]

G. Nofuentes, G. Almonacid, F.J. Muñoz, E. Guzmán, J.C. Hernández. “Modelo de Spice para Módulo Fotovoltaico”. Grupo Jaén de Técnica Aplicada. Escuela Politécnica Superior. Universidad de Jaén. Conferencia de Dispositivos Electrónicos (CDE 2001), Granada, pp 301304.

[4]

M. Fuentes, G. Nofuentes, J. Aguilera, D. L. Talavera, M. A. Castro. “Validación Experimental de Métodos Algebraicos Sencillos de Estimación de la Potencia Máxima de Módulos Fotovoltaicos de Silicio Cristalino en la Ciudad de Jaén”. Boletín del Instituto de Estudios Giennense. 2005 - Nº 192 - pp. 269-286

[5]

E. Muñoz, G. Almonacid, G. Nofuentes. “La Célula Solar. Principios de Funcionamiento”. Máster Oficial en Tecnología de los Sistemas de Energía Solar Fotovoltaica. Universidad Internacional de Andalucía.

[6]

J. J. Figueroa Fuentes. “Simulación de Sistemas Fotovoltaicos con Pspice: Célula, Módulo, Generador y Circuitos de Potencia”. Proyecto Fin de Carrera. Universidad de Jaén. Escuela Politécnica Superior. 2011. Memoria: UJ/EPS/DE/ 13.11.

[7]

J. J. Marín Mera. “Aproximación al Diseño y Simulación de Circuitos Electrónicos de Potencia en Sistemas Fotovoltaicos. Convertidores DC/DC y Algoritmos de Control M.P.P.T.”. Proyecto Fin de Carrera. Universidad de Jaén. Escuela Politécnica Superior. 2008. Memoria: UJ/EPS/DE/ 13.08.

[8]

E. Lorenzo. “Electricidad Solar Fotovoltaica. Volumen II: Radiación Solar y Dispositivos Fotovoltaicos”. Editorial PROGENSA. Sevilla. Primera Edición. 2006.

[9]

“Fundamentos, Dimensionado y Aplicaciones de la Energía Solar Fotovoltaica (Volumen I y II)”. Serie de Ponencias. Centro de Investigaciones Medioambientales y Tecnológicas. CIEMAT. Ministerio de Educación y Ciencia. Madrid. 2004.

[10] M. Alonso Abella. ”Sistemas Fotovoltaicos. Introducción al Diseño y Dimensionado de Instalaciones Solares Fotovoltaicas”. S.A.P.T. Publicaciones Técnicas, S.L. Segunda Edición 2005. [11] R. Orduz Marzal. “Contribución a los Sistemas de Control de Potencia Micro-Distribuida en Edificios Fotovoltaicos.” Tesis Doctoral. Escuela Técnica Superior de Ingenieros de Telecomunicación. Universidad Politécnica de Madrid. 2009. [12] Nattorn Pongratananukul. “Analysis and Simulation Tools for Solar Array Power Systems”. Thesis. Department of Electrical and Computer Engineering. College of Engineering and Computer Science at the University of Central Florida. Orlando, Florida. Spring Term. 2005. [13] L. Castañer,S. Silvestre. “Modelling Photovoltaic System Using Pspice”. Universidad Politécnica de Cataluña. Barcelona. Ed. Wiley 2002.

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[14] S. R. Wenham, M. A. Green, M. E. Watt, R. Corkish. “Applied Photovoltaics”. Editorial ARC Centre for Advanced Silicon Photovoltaics and Photonics. London. 2007 [15]

“OrCAD Capture. Guía de Usuario”. OrCAD Inc. 1998.

[16]

“OrCAD Pspice A/D. Guía de Usuario”. OrCAD Inc. 1998.

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BLOQUE I - CapĂ­tulo 4: El Generador Fotovoltaico

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BLOQUE II Conceptos Sobre Electrรณnica lectrรณ Aplicada a Sistemas FV


CapĂ­tulo tulo 5 Diodos de Paso y Bloqueo


BLOQUE II – Capitulo 5: Diodos de Paso y Bloqueo

5.1 Introducción al Problema del Punto Caliente. Caliente En temas anteriores,al al hablar de la curva característica del generador fotovoltaico, se ha supuesto para mayor simplicidad que el módulo está constituido constituido por células idénticas, con lo cual los valores dde voltaje aparecen multiplicados por el número de células cél en serie, y los de corriente por el número de células en paralelo. En la práctica, debido a la dispersión dispersión de los parámetros de las células en el pro proceso de fabricación, y a la posibilidad de que no todas ellas trabajen en las mismas condiciones de irradia irradiancia y temperatura, a, es frecuente que las células o módulos que constituyen constituyen un generador fotovoltaico no operen en las mismas condiciones. Un ejemplo claro sería el caso en que, en un campo fotovoltaico, una parte del mismo estuviese afectada por una nube y otra o no, o él caso so de un sistema fotovoltaico integrado en un edificio en el cual una parte del mismo mismo estuviera sombreado por edificios u objetos urbanos colindantes y el resto no.

sopor debido a Figura 5.1 Células fotovoltaicas dañadas por las altas temperaturas que han tenido que soportar la dispersión interna o factores externos de un módulo FV [16].

Algunos de estos efectos son evitables poniendo especial especial cuidado en el diseño del sistema, pero otros resultan impredecibles e inevitables, por lo que se ha de recurrir a protecciones protecc en el sistema. Los dos efectos principales [13] que produce esta dispersión de parámetros son: 1. Una reducción de la potencia máxima del generador fotovoltaico. f La potencia máxima que puede entregar el generador es inferior a la suma de las potencias máximas de los módulos que lo constituyen debido a la dispersión natural de parámetros parámetros propia de cada proceso de fabricación. 2. Algunas células de un módulo pueden llegar a convertirse convertirse en cargas y disipar la energía que producen las demás, este motivo puede deberse a la suciedad, al sombreado parcial del módulo, etc, esto puede provocar un calentamiento excesivo en las mismas, que incluso puede llegar a dañarlas. El primer efecto, cuando es debido a la propia dispersión dispersión de los parámetros de las células en el proceso de fabricación, es lo que se conoce como pérdidas por desacoplo (mismatchlossesen (mismatchlosses inglés). Los fabricantes de módulos fotovoltaicos clasifican las células de forma que las l que componen un mismo módulo no tengan una dispersión grande en sus valores de ISC, para minimizar estas pérdidas. pérdidas De la misma manera, una clasificación de los módulos que q componen un generador fotovoltaico en función de su corriente en el punto de máxima potencia, para para luego asociar en serie sólo módulos que estarían dentro de la misma categoría, también supone una considerable considerable reducción de las pérdidas por desacoplo.

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Figura 5.2Imagen Imagen térmica de varios paneles fotovoltaicos con anomalías nomalías entre sus células [24].

Y en segundo lugar, ell efecto del sombreado parciales en muchos casos inevitable, in y es el que puede hacer que una célula sombreada invierta su polaridad polaridad convirtiéndose por lo tanto en una carga qu que disipará toda la energía producida por el resto de las células que tenga asociadas das en serie. Si la potencia disipada tiene un valor elevado la célula aumentará considerablemente su temperatura, pudiendo llegar a su destrucción. Éste fenómeno es el que se conoce con c el nombre de Punto Caliente(ver Caliente figura 5.3),y para evitarlo se recurre a la inserción de protecciones, protecciones diodos, que serán explicados más adelante. adelante

Figura 5.3Efecto delpunto punto caliente sobre un panel fotovoltaico: (a) Sombreado parcial producido por no respetar las distancias mínimas con los elementos colindantes. (b) Termografíaa de la instalación fotovoltaica de la figura (a). [16].

5.2 Conexión de Células Solares No Idénticas en Serie. Como ya hemos vimos anteriormente, anteriormente cuando se conectan dos células idénticas en serie se s suman los voltajes, esto es:

V = V1 + V2

I = I1 = I2

VOC = 2VOC1 = 2VOC 2

Cuando las características I-V I V de dos células conectadas en serie no son iguales, iguales en cada instante la corriente que fluye por las dos células es la misma. mi Para cada valor dee la corriente, el voltaje total es la suma de los dos voltajes de cada una. La figura 5.4 muestra un ejemplo de la curva resultante de asociar asocia dos células no iguales en serie, célula A y B. El comportamiento de la curva resultante resulta es el siguiente [1]: 1. En el punto correspondiente al voltaje en circuito abierto, la corriente total del generador es igual a cero, y el voltaje resultante VG es igual a la suma de los dos d voltajes en circuito abierto, VOC A + VOC B.

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BLOQUE II – Capitulo 5: Diodos de Paso y Bloqueo

2. En el punto 1, o en cualquier otro punto situado entre P y el voltaje en circuito abierto, las dos células operan como generadores, con una corriente IG1 y un voltaje total del generador VG = VA1 + VA2 3. El punto P que corresponde al límite de la corriente de cortocircuito de la célula de menor eficiencia o sombreada, yel voltaje resultante en este punto será el voltaje de la curva A, ya que la curva B en este punto tiene tensión igual a cero. 4. El punto 2 correspondería a la operación en el voltaje de circuito abierto del generador, donde IG = ISC y VG2 = VA2 + VB2 = 0. Para que esto se cumpla, es decir, que el voltaje del generador sea igual a cero, la célula B se polarizará inversamente hasta adquirir un voltaje VB2 = -VA2 actuando consiguientemente como un receptor.

Figura5.4Curva resultante (línea de trazo discontinuo) de dos células no iguales Ay B asociadas en serie [1].

El mismo razonamiento se puede hacer para un mayor número de células o módulos conectados en serie con una célula o módulo con menor eficiencia que el resto o parcialmente sombreado. El voltaje del sistema completo puede llegar a aplicarse sobre éste si las condiciones de operación son próximas a las condiciones de corriente de cortocircuito. Esto haría disipar al elemento una potencia elevada, calentándose y produciendo el efecto del punto caliente.

Figura5.5Ejemplo de la curva resultante (línea de trazo discontinuo) de un módulo con NS células asociadas en serie (NS-1 iguales y una célula de menor eficiencia) [14].

En la figura 5.5 se muestra esquemáticamente este caso, donde la célula 2 se situaría a un voltaje igual a la suma de todos los voltajes del resto de los elementos pero con signo opuesto. Para evitar este fenómeno de recurre a los diodos de paso(bypass diodes) en paralelo en una rama de la células conectadas en serie.

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5.3 Conexión de Células Solares No Idénticas en Paralelo. En el caso de dos células idénticas conectadas en paralelo [1], el voltaje resultante es el mismo para cada célula y la corriente resultante será la suma de las corrientes de cada una:

I = I1 + I 2 = 2I1 = 2I 2

V = V1 = V2

Para una asociación de células no iguales en paralelo, el razonamiento para obtener la curva resultante es equivalente al mostrado en el punto 2,sólo que en este caso se sumarán las corrientes de las células individuales a voltajes iguales para obtener la curva global de la asociación en paralelo. En la práctica la dispersión en los voltajes de circuito abierto de los módulos es bastante pequeña, y no es muy probable que éstos trabajen a temperaturas tan significativamente diferentes como para producir un cambio grande en los valores de Voc. La figura 5.6muestra un ejemplo de la curva resultante al unir dos células diferentes en paralelo, señalando los puntos significativos de operación: 1. En el punto correspondiente a la corriente de cortocircuito de la curva global el voltaje es igual a cero, y por tanto la ISCdel generador (ISCG) será igual a la suma de las corrientes de cortocircuito de las células individuales: ISC G = ISC A + ISC B. 2. En el punto 1,o para cualquier punto de la curva global situado entre ISC Gy P el voltaje resultante es V1 y la corriente es la suma de las corrientes individuales: IG1 = IA1 + IB1.Las dos células operan como generadores de corriente. 3. El punto P es el punto crítico que corresponde al voltaje de circuito abierto de la célula de menor eficiencia, VG P=VOC By la corriente del generador es igual a la corriente en ese punto de la célula A, ya que la célula B en este punto ni genera ni disipa energía. 4. El punto 2corresponde al circuito abierto de la curva global. Como la corriente ha de ser igual a cero entonces: IA2 = -IB2 IG2 = IA2 + IB2 = 0 La célula de menor eficiencia, célula B, trabaja como receptor o disipador de potencia.

Figura 5.6Curva resultante (línea de trazo discontinuo) de asociar dos células no iguales en paralelo [1].

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BLOQUE II – Capitulo 5: Diodos de Paso y Bloqueo

Siguiendo el mismo razonamiento para una asociación más grande de células en paralelo, con una de ellas de menor eficiencia obtendríamos la curva mostrada en la figura 5.7.

Figura5.7Curva resultante (línea de trazo discontinuo) de asociar en paralelo NP-1 células iguales y una célula de menor eficiencia [14].

En este caso la célula de menor eficiencia absorbería la corriente del resto de las células aumentando su temperatura. Para que este fenómeno no tenga lugar se recurre a la inserción de diodos de bloqueo en serie de cada una de las ramas en paralelo.

5.4 Diodos de Paso. Como ya vimos anteriormente, para evitar los problemas que puede ocasionar una irradiación no uniforme, la presencia de sombras u otros factores que pueden hacer que una parte del generador fotovoltaico trabaje en distintas condiciones que el resto, se recurre al empleo de protecciones. Los diodos de paso [2,11,13] se colocan en paralelo en asociaciones de células FV en serie, para impedir que todos los elementos de la serie se descarguen sobre una célula que resulte sombreada.

Figura 5.8Elementos de un panel fotovoltaico con cajetín de conexiones [16].

La figura 5.9 muestra esquemáticamente el modo de funcionamiento de un diodo de paso. Aquí se han colocado diodos sobre dosgrupos de células conectadas en serie, el diodo se conecta con polaridad opuesta a la de las células, de manera que si éstas trabajan correctamente, por el diodo no pasa corriente. Si una de las agrupaciones en serie resulta severamente sombreada de forma que invierte su polaridad, la polaridad del diodo cambiará, con lo que puede conducir ofreciendo un camino fácil para que pase la corriente generada por el resto de los grupos de células. Además, en el caso de que se sombrease una célula sólo se descargarían sobre ella el resto de las células que están en el mismogrupo, con lo que dependiendo del número de células que se pongan por diodo se puede limitar la cantidad de potencia a disipar por una célula, y por tanto su temperatura.

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Figura 5.9Esquema Esquema del modo defuncionamiento de un diodo de paso. paso

Los fabricantes acostumbran a incorporar estas protecciones protecciones en tomas intermedias siempre que el número de células serie de un módulo sea mayor que 33. Su objetivo final es preservar la integridad de del módulo fotovoltaico ante esta situación de funcionamiento funciona o indeseado. Hay dos modos de colocar estos diodos en un panel fotovoltaico de 36 células en serie: en modo superposición o en modo adyacente.

(a)

(b)

Figura 5.10(a) Módulo fotovoltaico de 2 ramas en paralelo y 36 células células en serie con cajetín de conexiones (b) Incorporación ncorporación de diodos de paso en cajetín del módulo módulo fotovoltaico anterior. [16].

En el modo superposición, superposición se instala un diodo para cada 24 células. Se instalan insta dos cajas de conexiones, una para el terminal positivo y otra para para el negativo, y donde se ha colocado un diodo en cada una de las cajas de conexión (ver figura 5.10 y 5.11 b).. En caso de sombreado la corriente puede circular por un grupo de 12 células y luego a través del diodo, anulando 24 (2/3 del módulo mó son puenteados). La ventaja que ofrece este modo sobre las demás es que no puede producir cortocircuitos en caso de confusión en la polaridad del módulo.

(a)

(b)

Figura 5.11Dos Dos esquemas típicos de colocación de diodos de paso en un módulo FV de 36 células: células (a) modo adyacente (b) modo superposición. [13].

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BLOQUE II – Capitulo 5: Diodos de Paso y Bloqueo

En el modo adyacente, se introducen dos diodos en la caja de conexiones, uno sobre cada 18 células (ver figura 5.11 a).. En caso de que una rama sea se sombreada (1/2 del módulo), módulo) la corriente pasaría por el otro grupo de 18 célulastrabajando correctamente. c Por el contrario, si solamente fuera una célula la deteriorada o sombreada, ésta sólo disiparía disiparía la potencia de las otras 17 células que están een la misma rama, limitándose así la cantidad de potencia disipada y por tanto la elevación de la temperatur temperatura. Por último, los diodos de paso que se conecten en las ramas en serie han de d ser capaces de soportar los valores de corriente y voltaje que ocasionalmente ocasionalmente pudieran circular por ellos sin elevar su temperatura excesivamente ni deteriorarse. Como norma norma general se toma que el diodo sea capaz de soportar dos veces la ISC de la rama sobre la que estén colocados, es decir como c los valores de ISC de las células comerciales suelen estar comprendidos entre 3 y 7 A, habrán de soportar unos 66-14 A lo que es un valor relativamente pequeño. Para ra el caso del voltaje se toma el doble de la VOC del voltaje final del campo fotovoltaico, pero como esto no lo puede conocer conocer el fabricante a priori, se suelen emplear diodo diodos con valores lo suficientemente altos en torno a unos uno 600V.

Figura 5.12Termografía grafía de caja de conexiones con cuatros diodos de paso [24]. [2

Según se muestra en la fotografía de la termografía de la figura 5.12,, alrededor de uno de los cuatro diodos de paso se presenta un color más vivo que los demás, irradiando más temperatura de lo común. El diodo número cuatroestá está en funcionamiento para evitar que algunas de sus células de su agrupación se comporten como una carga debido a que han sido sombreadas parcial o totalmente.La totalmente temperatura de este diodo será mayor en función del número de células agrupadas en su rama del módulo fotovoltaico.

5.5 Diodos de Bloqueo. Cualquier sistema fotovoltaico aisladodeberá tener un sistema para controlar los flujos de corriente con el fin de prevenir evenir las corrientes inversas desde la batería hasta has el campo de paneles fotovoltaicos y proteger las ramas deterioradas. Para Para realizar esta función se recurre a la inserción de diodos de bloqueo (blockingdiodes blockingdiodes). El uso de estos diodos[1,11,13] se puede dar en dos posibles situaciones: 1. Prevención de las descargas cargas de la batería a través de los módulos durante la noche. En los sistemas de carga de baterías, la tensión del módulo dulo cae a cero durante la noche y la batería puede uede descargarse a través del módulo. dulo. Esto no supone problemas para el módulo pero se traduce en una pérdida de energía de la batería. Para evitar estas pérdidas se insertan diodos situados sit entre el módulo y el sistema de baterías permitiendo permit el flujo de corriente desde el módulo hasta la batería durante el día, pero bloqueando el paso inverso de corriente de la batería al campo fotovoltaico.

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No obstante hay que tener en cuenta que el paso de corriente a través del diodo durante el día produce una caída de tensión que puede variar entre 0.4 a 0.7 V dependiendo del diodo. Esta caída puede representar un 6% en un sistema de 12 V, si bien en sistemas de 24V es menos importante, y ha de hacerse un estudio previo para saber qué tipo de diodos y en qué cantidad ha de llevar un sistema fotovoltaico. 2. Prevencióndel flujo de corriente de ramas en paralelo durante el día. Los diodos colocados al final de cada serie de módulos en los sistemas de tensión elevada pueden realizar otra función durante la operación diurna. Si una serie se sombrea o hay un cortocircuito en uno de los módulos, el diodo previene que las otras series deriven corriente inversa en la serie dañada. La serie sombreada se aísla de las otras y se genera más corriente.Normalmente en este tipo de configuraciones, como la que se muestra en la figura 5.13, los diodos de bloqueo se sitúan todos ellos en una caja de conexiones externa, donde llegan los cables positivos procedentes de cada uno de los grupos del campo separadamente, y un cable de mayor grosor en el que se agrupan los terminales negativos. Aquí los diodos también suponen una caída de tensión en torno a los 0.6 o 0.7V, y deben ser capaces de soportar la corriente de cortocircuito y el voltaje de circuito abierto del campo fotovoltaico completo. Como norma general se toma que puedan soportar dos veces la ISC y VOC del campo fotovoltaico.

Figura 5.13Colocación en una configuración serie-paralelo de los diodos de protección: de paso y de bloqueo.

Muchos diseñadores optan por no considerar la utilización de estos diodos debido a que una buena elección de los dispositivos de protección, como son los fusibles rama y los magnetotérmicos, es suficiente para las exigencias de seguridad. La utilización de estos diodos es controvertida por la perdidas de energía que ocasionan y porque suelen ser fuente de problemas por sus derivaciones y averías.

5.6 Ejemplo de Sombreamiento de un Módulo Fotovoltaico. A continuación, se plantea un ejemplo de sombreamiento de una célula con y sin diodos de paso para observar la evolución de la curva característica del módulo fotovoltaico de 36 células en serie. Supongamos que se produce un sombreado parcial sobre una célula del módulo debido a que cae una hoja. Y se tapa parcialmente la célula solar C36 de la figura 5.14.En consecuencia, como ya hemos visto anteriormente, la célula C36 tendrá una curva característica diferente a las demás y no producirá corriente alguna sino que consumirá la corriente que producen el resto de las células. Dicho flujo de corriente se transforma en calor, deteriorando la célula y originando el efecto del punto caliente [3,21].

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BLOQUE II – Capitulo 5: Diodos de Paso y Bloqueo

Figura 5.14Módulo Módulo fotovoltaico con la célula C36 sombreada con y sin diodo de paso [21].

Ahora, colocamos los diodos de paso sobre dosgrupos de 18 células (desde la célula C1 hasta la C18, un diodo, y desde la célula C19 hasta la C36 otro o diodo),, el diodo se conecta con polaridad polari opuesta a la de las células. Al sombrearse la célula C36 de la agrupación de células C19-C36, C36, ésta invierte su polaridad cambiando así la polaridad del diodo. diodo. Permitiendo un camino alternativo a la corriente para que pase por el resto de las células (C1-C18). (C1 En la siguiente figura se muestra el efecto en las curvas IV que produce incorporar diodos de paso en el panel fotovoltaico.

Figura 5.15Curvas Curvas características de un módulo con y sin diodos de paso[21]. paso[2

Observando la evolución de las curvas I-V I de la gráfica de la figura 5.15, la curva 1 representa la curva característica de un módulo dulo estándar de 36 células sin sombrear. La curva número 2 corresponde a la curva característica del mismo módulo pero con una u célula sombreada en un 75 %, suponiendo que el módulo dulo dispone de diodos de paso; y por último la curva curva 3, se refiere a la curva característica del módulo con la célula sombreada al 75 % pero suponiendo suponiendo que no dispone de diodos de paso.

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Por último, para la misma agrupación de células y de las mismas características eléctricas, se comienza sombreando parcialmente una única célula y se va incrementando el área sin iluminar hasta oscurecerla totalmente, para ver el efecto que produce en la potencia del módulo fotovoltaico.

Figura 5.16Curvas P-V correspondientes a un módulo fotovoltaico con distintas fracciones de una célula sombreada [18].

El sombreado de una célula o, en general de módulos o campos fotovoltaicos, pueden provocar errores en el control del seguimiento del punto de máxima potencia debido a la aparición de un segundo máximo, o varios máximos, en la curva P-V. El gráfico de la figura 5.16 pone de manifiesto la aparición de un segundo máximo en la curva de potencia. El inversor con su seguimiento del punto de máximo potencia (MPP) podría quedarse en un máximo equivocado.

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BLOQUE II – Capitulo 5: Diodos de Paso y Bloqueo

5.7 Referencias. [1]

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BLOQUE II – Capitulo 5: Diodos de Paso y Bloqueo

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CapĂ­tulo 6 Reguladores de Carga en Sistemas Fotovoltaicos AutĂłnomos


BLOQUE II – Capitulo 6: Reguladores de Carga en Sistemas Fotovoltaicos Autónomos

6.1. Introducción. La misión primordial de un regulador de carga en un sistema fotovoltaico autónomo con baterías es realizar un proceso óptimo de carga de la batería, permitiendo la carga completa pero evitando la sobrecarga y sobredescarga. La estrategia de control del regulador de carga determina el proceso de carga de una batería y es responsable en última instancia tanto de la capacidad del sistema de satisfacer los consumos como de la vida útil de la batería. Además de la vigilancia y control del estado de carga de la batería con el objeto de maximizar su vida útil, el regulador de carga puede disponer de funciones adicionales como alarmas, monitorización y visualizadores. A pesar de que el regulador de carga puede suponer solo un 5% del coste total del sistema, su funcionamiento tiene una gran influencia en la vida útil de la batería y en el coste final del sistema (de un 20 a un 40% en función del coste de sustitución del sistema de baterías). La figura 6.1 es un esquema que representa un ejemplo de un sistema fotovoltaico autónomo básico en el que se puede observar la posición del regulador de carga:

Figura 6.1 Sistema fotovoltaico autónomo (SFA). Cargas DC y Cargas AC. [1]

6.2. Funcionamiento de un Regulador de Carga. El regulador controla el estado de carga de la batería midiendo la tensión en bornes de dicha batería [5]. A partir de la tensión medida se desarrolla la estrategia de control de la carga, de ahí la importancia de efectuar un medida correcta evitando las caídas de tensión que se producen en los cables de conexión y en los dispositivos de protección que puede haber entre la batería y el regulador. Para realizar la medida correctamente, muchos reguladores disponen de un circuito de medida independiente, un voltímetro, que mide la tensión directamente en los bornes de la batería. A partir de la tensión de medida en la batería el regulador conecta o desconecta el generador fotovoltaico. Para efectuar esta conexión/desconexión los reguladores actuales utilizan transistores MOSFET como interruptores. Los valores de tensión que se deben utilizar como referencia en los procesos de carga y descarga de una batería varían sensiblemente con la temperatura y el tipo de batería. La mayoría de los reguladores disponen de un sensor interno que mide la temperatura pero esto obliga a colocar el regulador cerca de la batería. Otros reguladores permiten la conexión de un sensor de temperatura adosado a la batería.

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Figura 6.2 Diagrama de bloques de elementos del regulador de carga.

Además de la tensión de la batería, los reguladores actuales disponen de un sistema de autoaprendizaje que les permite tener en cuenta también la capacidad, la antigüedad y el grado de sulfatación de la batería (En las baterías de plomo-acido con electrólito líquido, si la batería permanece con bajos niveles de carga mucho tiempo, el depósito de sulfato de plomo sobre las placas aumenta de espesor. La corriente de carga no consigue desprenderlo totalmente, reduciéndose la superficie activa de las placas, lo que acorta rápidamente la vida útil del acumulador o batería), para decidir la estrategia de control de la carga. 6.2.1. Funciones Principales del Regulador. El regulador se selecciona en función de la tensión del sistema y de la corriente de cortocircuito del generador FV (en condiciones estándares de medida), aplicándole un factor de seguridad debido a que en determinada ocasiones la irradiancia se puede alcanzar los 1.300 W/m2. Las principales funciones de un regulador de carga en un sistema fotovoltaico son: • Proteger a la batería contra la sobredescarga o descarga profunda. • Proteger a la batería contra la sobrecarga, limitando la tensión de fin de carga. • Evitar la descarga nocturna de la batería sobre el generador fotovoltaico. 6.2.2. Funciones Secundarias. Otras funciones [3], que depende de cada fabricante, mejoran las prestaciones de los reguladores de carga. Algunas de ellas son: • Ajuste del procedimiento de carga según el tipo de batería. Permite seleccionar el tipo de batería, normalmente plomo-acido (electrolito liquido) o gel (electrolito gelificado), para adecuar los valores de tensión de carga y los tiempos de aplicación de dichas tensiones al tipo de batería conectado. • Protección contra la inversión de la polaridad, impidiendo el funcionamiento. Si la inversión de la polaridad se produce en los bornes de la batería, el regulador no se pone en marcha y mantiene abiertos todos los circuitos. Si la inversión de polaridad se produce en la entrada del generador fotovoltaico, el regulador mantiene abierto el circuito del generador fotovoltaico.

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BLOQUE II – Capitulo 6: Reguladores de Carga en Sistemas Fotovoltaicos Autónomos

• Protección contra cortocircuitos, tanto en la entrada del generador FV como en la salida del circuito de utilización. Si el cortocircuito se produce en la entrada, se abre ese circuito protegiendo el sistema de regulación y todos los elementos conectado al mismo. Si el cortocircuito se produce en la salida se abre el circuito de utilización, protegiendo el sistema de regulación frente a corrientes elevadas. • Medición de la temperatura de la batería mediante un sensor para corregir el valor de la tensión de fin de carga. • Protección contra sobretensiones en la entrada del generador fotovoltaico. En caso de una tensión superior a la especificada para el regulador se interrumpe el proceso de carga de la batería. Para las sobretensiones se utilizan varistores, que absorben dichas sobretensiones y protegen a los elementos conectados al regulador. • Protección contra sobreintensidades. Si aparece una sobreintensidad por sobrecarga en el circuito que va del generador FV a la batería, el regulador interrumpe el proceso de carga. Si la sobrecarga se produce en el circuito que va de la batería al circuito de utilización (cargas), el regulador interrumpe dicho circuito. En ambos casos para protegerse, a sí mismo y al resto de elementos conectados al regulador. • Protección contra descargas excesivas. En la mayoría de los reguladores se establece un nivel mínimo de carga de entre el 20% y el 30% de la capacidad nominal de la batería. Si se sobrepasa ese valor se desconecta la salida del circuito de utilización. Cuando se recarga la batería y se alcanza una tensión mínima se vuelve a conectar automáticamente la salida del circuito de utilización. • Monitorización del proceso de carga/descarga con indicación de valores de tensión e intensidad en cada instante. • Indicación de los estados de alarma mediante señales ópticas y acústicas. Entre las alarmas más frecuentes que incorporan los reguladores se pueden citar: − Baja tensión de la batería. − Desconexión del circuito del circuito de utilización por baja tensión de la batería. − Tensión alta en la batería. − Exceso de corriente. − Cortocircuito.

6.3. Algoritmo de Carga. El regulador de carga de baterías vigila la tensión de la batería, la cantidad de corriente de carga y el tiempo asociado con los diferentes niveles de tensión y corriente. Todo ello se lleva a cabo gracias a un algoritmo de carga [1,4]. Básicamente, un algoritmo o estrategia de carga es un control en el tiempo, sobre los parámetros eléctricos de las baterías a partir de las cuales el regulador toma decisiones que se aplican al sistema fotovoltaico con el propósito de cargar y descargar las baterías eficientemente. Hay que tener en cuenta que cada regulador ha de configurarse específicamente, en función del tipo de batería, de su aplicación y de las condiciones climáticas. Los algoritmos clásicos de carga de baterías pueden presentar cuatro modos o etapas de carga distintos, según la figura 6.3:

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Figura 6.3 Fases en la carga de una batería. Cortesía de Morningstar Corporation.

Etapa 1: Carga Completa Durante esta primera fase, la batería está total o parcialmente descargada. Cuando el regulador se conecte a la batería, intentará alcanzar la tensión hasta el nivel requerido de la etapa 2. Si la carga se realiza con alguna fuente controlada de generación (por ejemplo, un grupo auxiliar de apoyo), ésta se produce a corriente constante; en caso contrario, la carga se produce a corriente libre, cuyo valor dependerá de la radiación y del consumo en cada instante. Etapa 2: Regulación PWM En este momento, la batería se encuentra en un estado de carga en torno al 80%. La segunda etapa se realiza a tensión constante, para evitar que la tensión de la batería siga aumentando y se puedan producir efectos no deseables sobre ella, y mientras la batería continúa absorbiendo carga, aunque a un régimen cada vez menor. Una opción para conseguir la carga de la batería a tensión constante es mediante un control de anchura de pulsos PWM. Los reguladores con PWM incorporados realizan ciclos de conexión /desconexión del generador FV a la batería con una determinada frecuencia, que mantiene constante la tensión de batería a un determinado valor de tensión final de carga controlando la corriente de carga mediante pulsos PWM de una frecuencia determinada. La transición de esta etapa a alguna de las siguientes se realiza bien por un temporizador, bien por un sensor de la corriente de carga. Etapa3: Ecualización Este modo de ecualización normalmente es opcional y no está incluido en las especificaciones del fabricante de las baterías. En este estado la batería esta, aproximadamente, al 95% de la plena carga. El regulador aplica un voltaje constante, pero con un valor de voltaje ligeramente superior al empleado en la etapa 2. La misión fundamental es realizar una carga completa de la batería, para compensar situaciones de descarga excesiva del acumulador. Etapa4: Flotación. La etapa de carga flotante también suele ser opcional con la etapa 3. El regulador mantiene la tensión de batería constante mientras se realiza la última fase de carga de los acumuladores. El tiempo de aplicación de esta fase depende del funcionamiento del sistema. Este sistema de regulación funciona dentro de un rango de tensiones cuyos valores máximos y mínimos se fijan entre la tensión final de carga y la tensión nominal.

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Modo Noche. El regulador detecta que esta anocheciendo midiendo la tensión en la entrada de los módulos fotovoltaicos. Cuando se detecta esta situación desconecta dicha entrada para evitar la circulación de corriente de la batería hacia los módulos fotovoltaicos. Esta función evita la utilización de diodos de bloqueo.

6.4. Configuraciones Básicas de los Reguladores de Carga. La implementación de los algoritmos de control puede realizarse mediante alguna de las siguientes configuraciones [4, 2, 5]: topología serie o paralelo. Regulador Serie: Este regulador se basa en la disposición de un transistor que funciona como interruptor, figura 6.4, colocado en serie entre el generador FV y la batería. Además es habitual añadir otro interruptor, entre las baterías y el consumo, que se abre si la tensión de la batería desciende de un valor determinado (tensión de desconexión).

Figura 6.4 Esquema básico de un regulador en configuración serie. [11]

Este modo de configuración tiene como ventaja su pequeña disipación de energía, lo que permite su uso en sistemas con mucha potencia (con corrientes superiores a la centena de amperios) y como inconvenientes, la caída de tensión en el circuito de conmutación entre el generador FV y la batería, y el autoconsumo es mayor que en los reguladores en paralelo. Regulador Paralelo: La configuración en paralelo funciona mediante la disipación del exceso de la energía a través de un interruptor colocado en paralelo con el generador FV y el sistema de baterías, figura 6.5. Así, cuando la tensión en las baterías esté por encima de un valor preestablecido el dispositivo deriva el exceso de corriente logrando que la tensión se mantenga a un valor equivalente a la carga de mantenimiento o flotación. Además, es habitual añadir otro interruptor entre las baterías y el consumo que se abre si la tensión de la batería baja de un valor determinado (tensión de desconexión).

Figura 6.5 Esquema básico de un regulador en configuración paralelo. [11]

Estos reguladores tienen como ventaja que son más económicos y presentan un autoconsumo menor que los reguladores serie. Además, pueden funcionar sin necesidad de batería, actuando en este 82


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caso como limitador del voltaje producido por el generador FV, que será constante aunque la irradiancia varié. Como inconveniente citar la elevada disipación de energía en forma de calor que limita la potencia total que pueden manejar (se utilizan en sistemas con corrientes inferiores a unos 20A) y la caída de tensión que se produce en el diodo de bloqueo. A su vez, dentro de las configuraciones del regulador serie o paralelo pueden distinguirse varias técnicas de control de la carga de la batería: reguladores on-off y reguladores PWM. Reguladores On-Off: Las diferentes etapas de carga de la batería de la figura 6.3 se realizan conectando y desconectando el circuito entre el generador FV y la batería para diferentes valores de tensión de la batería. En la etapa de carga completa, el regulador permite el paso de toda la corriente producida por el generador hasta que la tensión en la batería alcanza un valor predeterminado. Al final de esta primera fase de carga se produce el inicio de la segunda etapa, dejando pasar la corriente durante un cierto tiempo con tensión constante, para producir una ligera agitación del electrolito de la batería que evita su estratificación (en las baterías de electrólito liquido, el acido se consume durante la descarga y se regenera durante la carga. El acido regenerado en la carga es más denso y tiende a situarse en el fondo por efecto de la gravedad. La diferencia de densidades que este efecto produce en el electrólito se denomina estratificación) y la sulfatación de las placas internas. Una vez alcanzado ese nivel de carga, se pasa a la etapa de flotación donde se mantiene la tensión de la batería en torno a un valor constante, conectando y desconectado en un rango de histéresis muy pequeño, entre 0.5V y 1V por encima y debajo del dicho valor constante. Con esto se consigue mantener un estado de carga en el rango entre 80% y 90%. Si el consumo aumenta y el regulador no es capaz de mantener la tensión de flotación, se desconecta el consumo y se vuelve a la primera etapa de carga, hasta que se recupera la tensión en la batería. Reguladores PWM: En este tipo de regulación la primera etapa es igual que en la regulación on-off y el regulador permite el paso de toda la corriente producida por el generador FV hasta la batería. Es en la fase de regulación PWM y en la etapa de flotación donde se recurre a la técnica de modulación por anchura de pulsos (PWM – Pulse Width Modulation). Esta técnica permite variar de forma gradual la corriente de carga de la batería modificando la anchura de los pulsos de la tensión con una frecuencia constante aplicada a la batería. El uso de esta técnica de regulación permite introducir más corriente en la batería sin aumento de la tensión, consiguiendo estados de carga de la batería con promedios cercanos al 95% además de mejorar el aprovechamiento de la energía procedente del generador FV.

Figura 6.6 Diagrama básico del control PWM de un regulador.

La técnica de PWM se puede realizar con reguladores serie o paralelo, pero hacia el final de la carga, el interruptor en un regulador paralelo estará más tiempo cerrado que en el regulador serie, que estará casi siempre abierto, y el calor disipado en dicho interruptor será considerablemente mayor. Esto obliga a utilizar un buen sistema de evacuación de calor que minimice sus efectos sobre el funcionamiento del regulador. Las ventajas de este tipo de regulador son la sencillez, reducido peso y el precio. La desventaja principal es la pérdida de rendimiento con respecto a reguladores con seguimiento del punto de máxima potencia, regulador que se verá a continuación.

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Reguladores MPPT: Un seguidor del punto de máxima potencia (MPPT Maximun Power Point Tracking) es un dispositivo electrónico que obliga al generador fotovoltaico a operar a la tensión asociada al punto de máxima potencia, para a continuación realizar una conversión DC/DC a la tensión requerida por la batería o por la carga. Este dispositivo permite el aprovechamiento de una mayor fracción de la energía solar disponible a la salida del GFV, por lo que redunda en un aumento del rendimiento total del sistema. Para garantizar la máxima transferencia de potencia, el MPPT se debe colocar entre el generador y la batería, por lo que se integra en el propio regulador de carga. No obstante, los seguidores del punto de máxima potencia, si bien son utilizados en la práctica totalidad de los inversores conectados a red, sólo se encuentran en algunos reguladores de carga, normalmente en grandes SFA, así como en sistemas híbridos.  Un Regulador MPPT es bastante efectivo en las siguientes condiciones: • Sistemas en los que la batería sufre regularmente descargas profundas. El MPPT permite operar al GFV en su punto de máxima potencia y suministrar una mayor cantidad de energía. • En climas fríos, ya que las bajas temperaturas incrementan el valor de la tensión del punto de máxima potencia, bastante por encima de la tensión normal de operación de la batería. • Condiciones climáticas malas (invierno, nubes,…) donde se necesita acuciantemente cualquier cantidad extra de energía. Los MPPT presentan las siguientes ventajas: • Se obtiene en todo momento la máxima potencia del generador fotovoltaico (excepto obviamente durante la regulación en un sistema con baterías) • El acoplo entre el generador/batería (o generador/carga) no es un parámetro crítico ya que el MPPT ajusta automáticamente la potencia de salida con muy pocas pérdidas por rendimiento. Como desventajas se puede considerar que la complejidad añadida de estos dispositivos hace que sean más caros y que el sistema sea menos fiable. 6.5. Ejemplos de Reguladores de Carga del Mercado. 6.5.1. Regulador PWM de Morningstar. En la figura 6.7 se representa un ejemplo de un regulador de carga PWM [14] del mercado para sistemas fotovoltaicos aislados, extraído del catálogo de la marca de fabricante “Morningstar Corporation”:

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Figura 6.7 Ejemplo de regulador de carga ProStar-30. Cortesía de Morningstar.

El controlador solar ProStar de Morningstar es muy utilizado en controladores solares de mediano rango, ya sea para aplicaciones profesionales como para el consumidor en general. 6.5.1.1. Prestaciones del Regulador ProStar.

Prestaciones Estándar:

Protecciones Electrónicas:

• Versiones disponibles: 15 o 30A • 12 / 24 o 48V • • Vida útil de 15 años (estimado). • • Carga de baterías mediante PWM. • • Selección del tipo de batería: gel, sellada • con líquido. • • Controles y medidas muy precisas. • • Puente para eliminar el ruido de telecomunicaciones. • • Paralelo para hasta 300A. • • Compensación de temperatura. • Tropicalización: revestimiento de protección, fijadores de acero inoxidable y disipador de calor de aluminio anodizado. • Componentes de estado sólido (100%). • Caídas de tensión muy pequeñas. • Desconexión por baja tensión (LVD - Low Voltage Disconnect) con compensación de corriente. • Indicación de status y fallas de batería a través de LED. • Capaz de suportar sobrecargas hasta del 25%. • Terminales remotos con sensores de tensión de batería.

Cortocircuito (paneles solares y carga). Sobrecarga (paneles solares y carga). Polaridad invertida. Corriente invertida por la noche. Desconexión por alta tensión. Desconexión por alta temperatura. Protección contra relámpagos y sobre tensión o transitorios. Cargas protegidas contra picos de tensión. Restablecimiento automático de todas las protecciones.

6.5.1.2. Especificaciones Técnicas. En las siguientes tablas se representa los valores característicos del regulador PWM PS-30, la tensión de sistema es la tensión del sistema fotovoltaico para la que se ha diseñado el regulador que además debe de coincidir con la tensión nominal del sistema de acumulación de baterías (12/24V).

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Versiones del ProStar Corriente nominal del panel solar Corriente nominal de carga Tensión del sistema Especificaciones Eléctricas Compensación de temperatura (mV/°C)* Precisión Mínima temperatura de operación Autoconsumo Coeficiente de corriente LVD (por amperio de carga) Algoritmo de carga Temperatura de operación Visor digital: Temperatura de funcionamiento Precisión de la tensión Precisión de corriente Autoconsumo * Referencia 25°C.

PS-15

PS-30

PS15M-48V

15A

30A

15A

15A 12/24V

30A 12/24V

15A 48V

– 30mV

– 60mV

– 120mV

40mV

60mV

80mV

8V

8V

15V

22mA

25mA

28mA

– 20mV

– 40mV

– 80mV

PWM, tensión constante – 40°C a + 60°C – 30°C a + 85°C 0,5% 2,0% 1 mA

Gel

Sellada

Con líquido

Puntos de Ajuste de la Batería Tensión de regulación 14,0 14,15 14,4 Flotante 13,7 13,7 13,7 Ecualización n/a 14,35 14,9/15,1 Desconexión de la carga 11,4 11,4 11,4 Reconexión de la carga 12,6 12,6 12,6 Observación: los valores están especificados para 12V. Use 2x para 24V y 4x para 48V.

También es importante fijarse en la intensidad del sistema, que corresponde con el valor de la intensidad del generador fotovoltaico que tiene que controlar el regulador. Suele tener el mismo valor tanto para la corriente nominal del panel solar como para la corriente nominal de carga. Se selecciona en función de la corriente de cortocircuito del generador fotovoltaico en condiciones STC (Irradiancia de 1000W/m2, temperatura del módulo de 25ºC y factor de masa de aire AM 1.5). Se debe de aplicar un factor de seguridad de 1.25 para tener en cuenta aquellos días con sol y nubes en los que la irradiancia puede sobrepasar los 1000W/m2. Otras características importantes que hay que tener en cuenta para elegir un regulador es la corriente de autoconsumo (22/25/28 mA), ya que el regulador se alimenta del propio sistema fotovoltaico y su consumo tiene que ser mínimo.

6.5.1.3. Conexión del Regulador PS-30. El regulador se debe montar en un lugar protegido de la humedad y el polvo y no debe exponerse a la irradiancia directa del sol y a otras fuentes de calor. El montaje debe realizarse en una superficie vertical manteniendo las distancias recomendadas alrededor del regulador para permitir la libre circulación de aire favoreciendo la convección natural. El regulador de carga debe de estar lo más cerca posible de la batería para reducir al máximo la caída de tensión en los conductores de conexión.

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Figura 6.8 Esquema de conexiones del regulador PS-30. Cortesía de Morningstar.

Siempre se conecta primero la batería de acumuladores. Si existe un fusible externo de protección del circuito de la batería se debe abrir para desconectar el circuito. Hay que conectar el cable de conexión del positivo de la batería al positivo del regulador destinado a la batería y el cable de conexión del negativo de la batería al negativo del regulador. Finalmente se cierra el circuito respondiendo el fusible externo si lo hubiera. En segundo lugar se conecta el generador fotovoltaico, asegurándose antes que está protegido contra la incidencia de luz colocando una cubierta. Hay que conectar los cables de conexión del generador y del regulador de la misma manera que con la batería. Se termina retirando la cubierta que protege de la luz al generador fotovoltaico. En tercer lugar se conecta el circuito de utilización. Antes se debe asegurar la desconexión de los receptores abriendo los dispositivos de protección generales del circuito de utilización. Al igual que la batería y el generador fotovoltaico se deben conectar correctamente los cables de conexión positivo y negativo. 6.5.2. Regulador PWM de Steca. A continuación se presenta otro regulador de carga PWM [13] del mercado pero esta vez del fabricante “Steca” para así poder compararlo con el regulador visto con anterioridad:

Figura 6.9 Ejemplo de regulador de carga PR 2020-IP, versión IP 65. Cortesía de Steca.

La funcionalidad del Steca PR 2020 IP está basada en la serie de reguladores de carga solar Steca PR. Ésta está dotada de un display LCD que representa gráficamente el estado de carga actual (SOC) en por ciento y en forma de indicador de barra. La parte central del regulador de carga es la determinación del estado de carga de la batería, que ha sido claramente mejorada. El algoritmo de estado de carga con capacidad de “autoaprendizaje”, significa un cuidado y control óptimos de la batería para una potencia 87


BLOQUE II – Capitulo 6: Reguladores de Carga en Sistemas Fotovoltaicos Autónomos

de módulo de hasta 480 Wp. El Steca PR 2020 IP está concebido especialmente para el funcionamiento en entornos difíciles con altas concentraciones de sal, humedad y polvo. 6.5.2.1. Prestaciones del Regulador PR 2020 IP. Características del producto • Regulador híbrido • Determinación del estado de carga con Steca AtonIC (SOC) • Selección automática de tensión • Regulación PWM • Tecnología de carga escalonada • Desconexión de carga en función de SOC • Reconexión automática del consumidor • Compensación de temperatura • Toma de tierra en uno o varios terminales • positivos o sólo • en uno de los terminales negativos • Registrador de datos integrado • Función de luz nocturna y diurna • Función de autotest • Carga mensual de mantenimiento • Contador de energía integrado

Funciones de protección electrónica • Protección contra sobrecarga • Protección contra descarga total • Protección contra polaridad inversa de los módulos, la carga y la batería • Fusible electrónico automático • Protección contra cortocircuito de la carga y los módulos solares • Protección contra sobretensión en la entrada del módulo • Protección contra circuito abierto sin batería • Protección contra corriente inversa por la noche • Protección contra sobretemperatura y sobrecarga • Desconexión por sobretensión en la batería

6.5.2.2. Especificaciones Técnicas. PR 2020 IP Funcionamiento Tensión del sistema Consumo propio Datos de entrada CC Tensión de circuito abierto del módulo solar Corriente del módulo Datos de salida CC Corriente de consumo Tensión final de carga Tensión de carga reforzada Carga de compensación Tension de reconexión (SOC / LVR) Protección contra descarga profunda (SOC / LVD) Condiciones de uso Temperatura ambiente Equipamiento y diseño Ajuste del tipo de batería Terminal (cable fino / único) Grado de protección Dimensiones (X x Y x Z) Peso

12V (24V) 12mA < 47V 20A 20A líquido 13,9V (27,8V); gel 14,1V (28,2V) 14,4V (28,8V) 14,7V (29,4V) > 50 % / 12,6V (25,2V) < 30 % / 11,1V (22,2V) -10°C … +50°C líquido (ajustable a través menú) 16mm2 / 25mm2 - AWG 6 / 4 IP 65 122 x 147 x 55 mm 350g

6.5.3. Regulador ON/OFF de Isofotón. Presentamos otro regulador de carga del mercado [15] con una técnica de control de carga de la batería en modo ON/OFF, distinto a los dos reguladores anteriores. Siendo su fabricante “Isofotón”, ya conocido por su gama de módulos fotovoltaicos.

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Los ISOLER/ISOLER D son reguladores diseñados y fabricados por Isofotón para su aplicación en instalaciones fotovoltaicas aisladas. Su fiabilidad y versatilidad lo convierten en un equipo dirigido a sistemas domésticos. Presenta un diseño compacto y de fácil instalación, no siendo necesario mano de obra especializada para su montaje ni su puesta en marcha.

Figura 6.10 Ejemplo de regulador de carga ISOLER D 10. Cortesía de Isofotón.

Los reguladores ISOLER/ISOLER D están protegidos contra todo tipo de conexiones incorrectas por parte del usuario, pero se debe extremar la atención ante las distintas señales de alarma que puedan producirse, ya que en caso de proseguir con su instalación se podrían ver dañados. Así mismo incluye protección contra la descarga nocturna de la batería a través de los módulos fotovoltaicos mediante un diodo inteligente, que interrumpe el paso de la corriente cuando ésta es detectada, una sonda de temperatura externa para compensar los umbrales de carga de la batería en función de esta, además de distintas protecciones y alarmas que pueden ser visualizadas en todo momento a través de los indicadores en él incorporados y que se describen a continuación. 6.5.3.1. Especificaciones Técnicas. ISOLER D 10 CARACTERÍSTICAS FÍSICAS Ancho Alto Profundo Peso CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS Tensión nominal Intensidad máxima de generación Intensidad máxima de consumo Sobrecarga admisible Autoconsumo Pérdida máxima generación/consumo CARACTERÍSTICAS CONSTRUCTIVAS Tipo de regulación Selección de batería Línea de sensing de Batería Sistema de regulación

ISOLER D 20

ISOLER D 30

156 mm 157 mm 26.9 mm 540gr Bitensión: selección automática 12/24V ó 48V 10A 20A 30A 10A 20A 30ª 25% 36÷40mA < 168mV / 130mV < 253mV / 190mV < 310mV / 230mV Serie, controlado por microprocesador con relé de estado sólido. ON/OFF / PWM. AGM / SLI MOD / TUBULAR ABIERTA / TUBULAR GEL. Sí. Carga profunda/flotación/igualación

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Visualización del estado de carga Compensación por temperatura Desconexión del consumo por baja tensión Alarmas locales mediante LCD, LEDs y Acústico(Isoler D), LEDs y Acústico(Isoler) Indicadores de estado de carga Relé crepuscular Parámetros en LCD alfanumérico Tropicalización de los circuitos Rango de temperatura de funcionamiento Rearme desconexión cortocircuito/sobrecarga Grado de estanqueidad

Profunda, flotación e igualación mediante LED y LCD (Isoler D), LEDs (Isoler). Sí, -2mV / ºC / V (mediante sonda exterior). Sí (con rearme automático). Alta y baja tensión de batería, sobrecarga y cortocircuito, línea de sensing, sonda de temperatura, inversión polaridad. Batería llena, media y vacía. Sí, configurable modo ON-OFF ó ON-OFF-ON. Tensión de batería, valores instantáneos de corrientes de generación y consumo, temperatura, Wh consumidos, etc. Sí 0 – 50ºC a plena carga Si, Reset manual IP 32

6.5.4. Regulador MPPT de Morningstar. Por último, se presenta un regulador de carga [14] con un seguidor del punto de máxima potencia para reducir las pérdidas de potencia y mejorar el rendimiento del sistema fotovoltaico, siendo el fabricante “Morningstar”. A continuación los detalles del regulador MPPT.

Figura 6.11 Ejemplo de regulador de carga SunSaver MPPT. Cortesía de Morningstar.

El controlador de paneles solares SunSaver MPPT de Morningstar con TrakStar Technology es un avanzado controlador de carga de baterías con capacidad de detección de punto de máxima potencia, para paneles fotovoltaicos independientes de la red eléctrica. El controlador aplica un avanzado algoritmo de búsqueda para extraer máxima potencia del panel fotovoltaico y controla la carga de las baterías a fin de evitar descargas profundas.

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Figura 6.12 Interior de un regulador de carga SunSaver MPPT. Cortesía de Morningstar

El SunSaver MPPT es convenido bien para ambas aplicaciones profesionales y de consumo de PV inclusive encender automático el control. La unidad está encapsulada en epoxi para protegerla contra las condiciones ambientales de servicio, el usuario puede regular su funcionamiento con cuatro selectores o conectándola a una computadora personal, y opcionalmente puede suministrarse con un instrumento de medición a distancia y sensor de temperatura de baterías.

6.5.4.1. Principales Características y Beneficios. Máxima extracción de energía de los paneles Nuestra tecnología TrakStar MPPT Technology brinda: • rendimiento pico superior al 97% • ínfima pérdida de energía • reconocimiento de varios picos de potencia durante períodos de sombra o en instalaciones combinadas de grupos de paneles fotovoltaicos • excelente respuesta con bajo nivel de irradiación solar Compatibilidad con módulos de alto voltaje Permite utilizar módulos de alto voltaje y de película Fina para la carga de baterías. Convierte los paneles fotovoltaicos de 36V o 24V Es posible utilizar paneles fotovoltaicos de hasta 36V para cargar baterías de 24 o 12V.

Menor tamaño De dimensiones más reducidas que otros controladores con detección de punto de máxima potencia (MPPT). Esto facilita su instalación en tableros con otros equipos. Alta fiabilidad funcional Los componentes electrónicos de alto rendimiento, un factor térmico de diseño de amplio margen y protección climática le confieren al controlador alta fiabilidad funcional y larga vida útil. Regulación de modo funcional Mediante selectores integrados a la unidad o vía computadora personal. Protecciones electrónicas completas Totalmente protegido contra la mayoría de los errores y fallas del sistema. Prolongada vida útil de la batería La tecnología de detección de punto de potencia máxima (MPPT) y la carga de cuatro etapas prolongan la vida útil de la batería.

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Menor costo total del sistema Cuesta menos que otros controladores con detección de punto de máxima potencia (MPPT) y es de costo razonable para utilizarlo en paneles fotovoltaicos de menor capacidad [hasta 400W de pico (Wp)]. Reduce el costo total de un sistema porque pueden utilizarse paneles de menor capacidad acoplados a la red eléctrica o módulos de película fina, y los cables de la instalación son de menor medida.

Registro de datos Registra los principales parámetros de funcionamiento del sistema de paneles solares y posee una capacidad de almacenamiento de datos de 30 días.

Encender automático el Control Hasta cuatro reloj programable secuencia para aplicaciones de iluminación de PV.

6.5.4.2. Especificaciones Técnicas. SUNSAVER MPPT Parámetros eléctricos Rendimiento máximo Voltaje nominal de batería Corriente máxima de batería Rango de voltaje de batería Voltaje máximo de paneles con circuito abierto Aporte nominal máximo de paneles Batería de 12 Voltios Batería de 24 Voltios Salida nominal Consumo propio Protección contra picos transitorios Condiciones ambientales de servicio Temperatura de servicio Temperatura de almacenamiento Humedad Protección climática

Carga de baterías Tipos de batería Carga en 4 etapas Compensación de temperatura Coeficiente Rango Puntos de calibración Características físicas Dimensiones Peso Terminal de potencia

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97.5% 12 o 24V 15A 7-36V 75V 200W 400W Control de carga de 15A 35mA 4 x 1500W –40°C a +60°C –55°C a +100°C 100%, sin condensación Encapsulado en epoxi Revestimiento apropiado Terminales aptos para atmósfera marina Gel, selladas, AGM (“secas”), electrolito líquido Principal (a corriente constante), absorción, flotante, ecualización (balance de carga) (opcional) –5 mV/°C / celda (25°C de referencia) –30°C a +60°C Absorción, flotante y ecualización 16.9 x 6.4 x 7.3 cm 0.60 kg 16 mm2/ AWG N° 6


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6.6. Análisis de Componentes Electrónicos de los Reguladores. 6.6.1. Ejemplo de un Regulador Serie. El esquema de la figura 6.13, corresponde a un ejemplo de un regulador serie [3] con sistemas de control basado en microcontrolador que regula el proceso de carga y descarga mediante tres transistores de tipo MOSFET, identificados en el esquema como T1, T2 y T3.

Figura 6.13 Ejemplo de esquema completo de un regulador serie. [3]

Para entender el funcionamiento eléctrico del regulador serie de la figura 6.13, se procede a explicar el papel que desempeña cada componente electrónico: • • • • • • •

El transistor T1 cumple la función de desconexión/conexión del generador fotovoltaico al anochecer y al amanecer. El transistor T2 realiza la regulación PWM de la carga de la batería de acumuladores. El transistor T3 controla la descarga de la batería y desconecta el circuito de utilización en caso de sobredescarga. Los diodos D1 y D2 son diodos supresores de tensión que protegen contra las sobretensiones que aparezcan en el circuito de entrada y en el de salida. Las sondas S1 y S2 miden la corriente proporcionada por el generador fotovoltaico y la corriente absorbida por el circuito de utilización respectivamente. La sonda S3 mide la tensión en bornes de la batería de acumuladores evitando las caídas de tensión que se producen en los cables de conexión. La sonda S4 mide la temperatura de la batería de acumuladores para reajustar los valores de tensión que se deben utilizar como referencia en los procesos de carga y descarga.

6.6.2. Ejemplo de un Regulador Paralelo. El esquema de la figura 6.14, tenemos como ejemplo a un regulador paralelo [3] con sistema de control basado en microcontrolador que regula el proceso de carga y descarga mediante dos transistores de tipo MOSFET, identificados en el esquema como T1 y T2.

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Figura 6.14 Ejemplo de esquema completo de un regulador paralelo. [3]

Las funciones que desempeñan todos los componentes electrónicos que aparecen en el esquema anterior son: • • • • • • • •

El transistor T1, en paralelo con la entrada del generador fotovoltaico, realiza la regulación de carga en modo on-off o PWM según la fase del proceso de regulación. El transistor T2 controla la descarga de la batería y desconecta el circuito de utilización en caso de sobredescarga. El diodo de bloque D1 evita el cortocircuito de la batería cada vez que se cierra el transistor T1 e impide la circulación de corriente de la batería hacia el generador fotovoltaico durante la noche. El diodo D2 protege al regulador contra las inversiones de polaridad en el circuito de batería. El fusible F1 protege contra sobreintensidades en el mismo circuito. El diodo D3 protege contra las sobretensiones que se producen al desconectar el interruptor T2 sobre el circuito de utilización cuando en este hay cargas inductivas. El varistor R1 protege la entrada del regulador de las sobretensiones producidas en el circuito del generador fotovoltaico. La sonda S4 mide la temperatura de la batería de acumuladores para reajustar los valores de tensión que se deben utilizar como referencia en los procesos de carga y descarga.

Es importante advertir que muchos reguladores, como el de la figura 6.14, realizan el control de potencia sobre el conductor negativo, lo que impide su uso en sistemas con conductor negativo puesto en tierra ya que quedaría cortocircuitado.

6.7. Norma Técnica Universal para Sistemas Fotovoltaicos Domésticos: Requisitos del Regulador de Carga [12]. 6.7.1. Requisitos Obligatorios. • • •

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Debe haber protección contra descargas profundas. El “voltaje de desconexión de carga" debe corresponder al valor máximo de la profundidad de descarga definido en 2.1.3, precisamente para una corriente de descarga, expresada en amperios, Los voltajes de desconexión, reconexión y alarma deben tener una precisión de ±1% (±20 mV/vaso, o ±120 mV/batería de 12 V) y permanecer constantes en todo el rango de posible variación de la El “voltaje de fin de carga” debe estar en el rango de 2,3 a 2,4 V/vaso, a 25°C.


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• •

• • • •

• • •

• • •

• •

En los controladores “on-off”, el “voltaje de reposición” debe estar en el rango de 2,15 a 2,2 V/vaso, a 25°C. El “voltaje de fin de carga” y el “voltaje de reposición” mencionados más arriba deben corregirse por temperatura a razón de -4 a -5 mV/°C/vaso. (Esta especificación debe ser C solamente si se espera que las temperaturas ambientes [interiores] en las cercanías del controlador varíen significativamente a lo largo del año, más que ±10°C. En caso contrario el circuito de compensación de temperatura no es realmente necesario). Los voltajes de "fin de carga" y "reposición" deben tener una precisión del 1% (±20mV/vaso, o ±120mV para 12 V batería). Si se utilizan relés electromecánicos, la reposición de la carga debe retardarse entre 1 y 5 minutos. Todos los terminales del regulador deben poder acomodar fácilmente cables de, al menos, 4 mm2 de sección. Las caídas internas de tensión del regulador, entre los terminales de la batería y los del generador, deben ser inferiores al 4 % de la tensión nominal (@0,5 V para 12 V), en las peores condiciones de operación, es decir, con todas las cargas apagadas y con la máxima corriente procedente del generador fotovoltaico. Las caídas internas de tensión del regulador, entre los terminales de la batería y los del consumo, deben ser inferiores al 4 % del voltaje nominal. (@0,5 V para 12 V) en las peores condiciones de operación, es decir, con todas las cargas encendidas y sin corriente alguna procedente del generador fotovoltaico. Se debe evitar la sobrecarga de las baterías SLI de “bajo mantenimiento”. Deben proveerse protecciones contra corrientes inversas. El regulador de carga debe ser capaz de resistir cualquier situación posible de operación “sin batería”, cuando el generador fotovoltaico opera en condiciones estándar de medida, y con cualquier condición de carga permitida. El regulador de carga debe también proteger a las cargas en cualquier situación posible de operación “sin batería”, como fue definida anteriormente, limitando el voltaje de salida a un máximo de 1,3 veces el valor nominal. (También se permite la total interrupción de la alimentación a las cargas). El regulador de carga debe resistir sin daño la siguiente condición de operación: temperatura ambiente 45°C, corriente de carga 25% superior a la corriente de cortocircuito del generador fotovoltaico en las condiciones estándar de medida, y corriente de descarga 25% superior a la correspondiente a todas las cargas encendidas y al voltaje nominal de operación. Las cajas de los reguladores de carga deben como mínimo proveer protección IP 32, según las normas IEC 529 o DIN 40050. El regulador de carga no debe producir interferencias en las radiofrecuencias en ninguna condición de operación. El consumo eléctrico parásito del regulador de carga en condiciones normales de operación (es decir, generador fotovoltaico y cargas conectadas y pulsador (si existe) no presionado, no debe exceder de 15 mA. Cuando las cargas puedan ser utilizadas sin restricciones, porque el estado de carga de la batería es suficientemente elevado, se indicará con una señal de color verde. Cuando las cargas hayan sido desconectadas de la batería, porque el estado de carga es excesivamente bajo, se indicará con una señal de color rojo.

6.7.2. Requisitos Recomendados. • • • •

El “voltaje de reconexión de carga” debe ser 0,08 V/vaso (ó 0,5 V para 12 V) superior al “voltaje de desconexión de carga”. Deben incluirse elementos de señalización y alarma previos a la desconexión. El “voltaje de alarma” (estado de carga bajo) debe elegirse de modo tal que la señal de alarma se active 30 minutos antes de que se produzca, suponiendo que todas las cargas están conectadas. La desconexión de la carga debe retardarse entre 3 y 30 segundos desde que se alcanza el “voltaje de desconexión de carga”. 95


BLOQUE II – Capitulo 6: Reguladores de Carga en Sistemas Fotovoltaicos Autónomos

• • •

El “voltaje de fin de carga" debe corresponder a un factor de recarga entre 0,95 y 1, cuando la carga se realiza precisamente a una corriente constante igual a la corriente de cortocircuito del generador fotovoltaico, en condiciones estándar de medida. El regulador de carga debe permitir la carga de la batería desde el generador fotovoltaico con cualquier voltaje mayor que 1,5 V/vaso. Las cajas de los reguladores de carga deben proveer protección IP 54, de acuerdo con IEC 529 o DIN 40050. El regulador de carga debe estar protegido contra polaridad inversa tanto en la línea del generador como en la de la batería. Pueden utilizarse combinaciones diodos-fusibles u otra solución. El regulador de carga debe estar protegido contra sobretensiones por medio de un supresor de sobrevoltajes de 1000 W o mayor, instalado entre ambos polos (+ y -) de la entrada correspondiente al generador fotovoltaico. El regulador de carga debe estar protegido contra sobretensiones por medio de un supresor de sobrevoltajes de 1000 W o mayor, instalado entre ambos polos (+ y -) de la salida correspondiente a las cargas. El consumo eléctrico parásito del regulador de carga en condiciones normales de operación (es decir, generador fotovoltaico y cargas conectadas y pulsador (si existe) no presionado, no debe exceder de 5 mA. La situación de riesgo de que se interrumpa el suministro de electricidad a las cargas, porque el estado de carga de la batería ha descendido hasta el nivel de alarma, se indicará con una señal de color amarillo.

6.7.3. Requisitos Sugeridos. • •

• • • • •

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El regulador de carga puede incluir una línea independiente para el sensor de tensión de batería. Las sobrecargas controladas deben efectuarse a un voltaje constante de 2,5 V/vaso. Las sobrecargas deben efectuarse después de cada descarga profunda y/o a cada intervalo de 14 días. La sobrecarga debe durar entre 1 y 5 horas. Debe ser posible la interrupción manual de la sobrecarga. Los umbrales superior e inferior de la sobrecarga controlada deben ser, respectivamente, 2,5 y 2,25 V/vaso. La inhibición manual de la protección contra descargas profundas no está permitida. Se permite la activación manual de las señales de estado de carga. El usuario puede ser alertado de que el estado de carga de la batería alcanzó el nivel de alarma mediante una desconexión automática de las cargas, que pueda ser repuesta manualmente.


PFC: Conceptos sobre Electrónica Aplicada a Sistemas Fotovoltaicos: Teoría y Simulación

6.8.

Referencias.

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BLOQUE II â&#x20AC;&#x201C; Capitulo 6: Reguladores de Carga en Sistemas Fotovoltaicos AutĂłnomos

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CapĂ­tulo 7 Convertidores DC/DC y Algoritmos de Control ntrol


BLOQUE II – Capitulo 7: Convertidores DC/DC y Algoritmos de Control

7.1. Introducción al Seguimiento del Punto de Máxima Potencia. En unos sistemas fotovoltaicos es necesario extraer siempre la máxima potencia disponible en el generador fotovoltaico. Como está indicado en las características I-V del panel fotovoltaico de la figura 7.1, la máxima potencia del panel depende del nivel de irradiación y la temperatura, para cada uno de ellos el panel entregará una determinada potencia y en un punto, para las mismas condiciones de irradiancia y temperatura, entrega la máxima potencia en el MPP.

Figura 7.1 Curvas características I-V y P-V de un módulo para diferentes temperaturas suponiendo una irradiancia incidente constante de 1000 W/m2 [17].

En otros sistemas fotovoltaicos se realiza la búsqueda del punto de máxima potencia mediante unos seguidores. Estos seguidores del punto de máxima potencia, MPPT son dispositivos electrónicos capaces de hacer operar a los módulos fotovoltaicos alrededor del punto de trabajo donde se genera la máxima potencia capaz de obtenerse para las condiciones de irradiancia y temperatura de ese momento. EI comportamiento de los paneles solares, se puede analizar a partir de la curva característica I-V. El punto de trabajo en el que opera un generador fotovoltaico, corresponde a la intersección de dicha curva con la recta de carga característica del conjunto de dispositivos conectados a su salida.

Figura 7.2 Puntos de funcionamiento de un generador fotovoltaico [1].

En la figura 7.2, se pueden observar tres posibles puntos de funcionamiento, cada uno de ellos determinado por sus coordenadas (V, I) correspondientes a tres hipotéticas cargas. La potencia extraída del panel no es la misma para las tres situaciones representadas. Así, la recta de carga 2 (Rc 2) coloca al generador fotovoltaico en un punto de trabajo, P2, en el cual el generador es capaz de producir el máximo de sus posibilidades para unas determinadas condiciones de funcionamiento, es decir la recta de carga 2 hace que el generador fotovoltaico opere en su punto de máxima potencia (MPP). En cualquiera de los otros puntos de trabajo (por ejemplo P1 y P3), el sistema fotovoltaico opera lejos del MPP por lo que se está desperdiciando una energía que el panel sería capaz de entregar. 100


PFC: Conceptos de Electrónica Aplicada a Sistemas Fotovoltaicos: Teoría y Simulación

Figura 7.3 Diagrama de bloques de un sistema general de un seguidor del punto de máxima potencia [9].

Para disponer de la máxima energía posible del panel es necesario disponer de una impedancia variable que fuerce en todo instante a trabajar en el punto de máxima potencia de la característica I-V del generador, normalmente se consigue mediante un convertidor electrónico continua-continua (dc/dc). Los procedimientos utilizados experimentalmente para obtener la característica I-V de un panel fotovoltaico, están basados en la conexión de una impedancia variable en los terminales del panel y seguidamente medir la tensión y la corriente proporcionadas por el módulo, mientras dicha impedancia varía entre cortocircuito y circuito abierto. Los sistemas de seguimiento del tipo MPPT, se basan en un control de las variables eléctricas del panel (tensión y corriente), aunque también es posible controlar las variables eléctricas de salida del convertidor (tensión y corriente), debido a que están relacionadas con las del panel por medio de una variable también conocida que es el ciclo de trabajo, D (Dutty). Habitualmente se denomina seguidor del punto de máxima potencia a cualquier convertidor dc/dc que contiene un algoritmo de seguimiento del punto. Estos dispositivos presentan los siguientes elementos básicos (figura 7.3). 1. Etapa de Potencia. Caracterizada por un convertidor electrónico dc/dc de una determinada topología, que realiza la conmutación. Tiene la misión de permitir extraer la potencia del generador FV, que debe ser la máxima en cada momento. 2. Etapa de Control. Se encarga de supervisar algunos parámetros de la sección de potencia (tensión o intensidad del generador FV, ciclo de trabajo, etc.) para que, de acuerdo con un algoritmo de seguimiento del punto de máxima potencia, el generador FV opere realmente en ese punto. La implementación de los algoritmos puede ser analógica o digital (microcontroladores).

7.2. Concepto de Conmutación del Convertidor DC/DC. Los convertidores dc/dc son muy empleados en aplicaciones donde se requiere obtener una tensión media de salida que puede ser mayor o menor que la aplicada a su entrada, gobernando los tiempos en que el interruptor principal del convertidor conduce o no conduce (técnica PWM), generalmente a frecuencia constante. Los principales circuitos dc/dc se clasifican en convertidores dc/dc en modo conmutado o convertidores dc/dc conmutados. En un convertidor conmutado, el transistor funciona como un interruptor electrónico al estar completamente activado o desactivado (saturación o corte para un transistor bipolar BJT). Este circuito también se denomina troceador de continua (dc chopper) [10].

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BLOQUE II – Capitulo 7: Convertidores DC/DC y Algoritmos de Control

Figura 7.4 Convertidor dc/dc básico conmutado [9].

Si suponemos que el interruptor de la figura 7.4 (b) es ideal, la salida es igual a la entrada cuando el interruptor está cerrado y es cero cuando está abierto. La apertura y cierre periódicos del interruptor produce la salida de pulsos mostrada en la figura 7.4 (c). La media o componente continua de la salida es:

Vo =

1 T

T 0

vo (t ) dt =

1 T

DT 0

vs dt = VI D

(7.1)

La componente continua de salida se controla ajustando el ciclo de trabajo D, que es la fracción del período en la que el interruptor está cerrado:

D=

tconducción t = conducción = tconducción ⋅ f tconducción + tcorte T

(7.2)

Siendo f la frecuencia de conmutación en hercios. En este circuito, la componente continua de salida será menor o igual a la de entrada. La potencia absorbida por el interruptor ideal es cero. Cuándo el interruptor está abierto, no pasa corriente por él; cuando el interruptor está cerrado, no cae tensión en el mismo. Por tanto, la carga absorbe toda la potencia y la eficiencia de energía es del 100%. En un interruptor real se producirán pérdidas, la tensión del interruptor no será cero cuando conduzca al pasar de un estado a otro. 7.3. Convertidores DC/DC como Emuladores de Resistencia Variable. Tanto en el modo de funcionamiento con corriente continuada (CCM), como en el modo discontinuo (DCM), las tres topologías básicas de los convertidores dc/dc pueden ser asemejadas a un transformador de corriente continua, donde la relación de transformación puede ser controlada electrónicamente variando el ciclo de trabajo D del convertidor en el rango [0,1]. Donde menciona CCM, se corresponde a un modo de funcionamiento del convertidor dc/dc, en el cual la intensidad de corriente que circula por la inductancia del convertidor no se anula en ningún intervalo del período de conmutación T. Para el modo de conducción discontinuo, DCM, se trata de un modo de funcionamiento del convertidor dc/dc, donde la intensidad de corriente que circula por la inductancia del convertidor es nula durante un intervalo del período de conmutación T [3].

102


PFC: Conceptos de Electrónica Aplicada a Sistemas Fotovoltaicos: Teoría y Simulación

Figura 7.5 La operación del MPPT [16].

Si el sistema de energía solar proporciona potencia a la carga, el sistema funciona a menudo lejos de los puntos de máxima potencia del módulo solar. La figura 7.6 muestra las características I-V de un panel solar y la curva de carga, junto con las curvas de potencia constante (P = VI = constante). Se observa que la potencia de salida entregada, que está representada por el punto de funcionamiento 1, es significativamente menor que la potencia de salida máxima, que es representada por el punto 2. Para asegurar una transferencia de potencia máxima, los convertidores dc/dc se usan para ajustar la tensión en la carga. A continuación se detalla el funcionamiento de los tres tipos básicos de convertidores dc/dc como emuladores de resistencia variable: convertidor reductor (Buck), convertidor elevador (Boost) y convertidor reductor-elevador (Buck-Boost). 7.3.1.Convertidor Reductor o Buck. En algunas aplicaciones puede ser suficiente controlar la componente continua de una salida de pulsos como la mostrada en la figura 7.4 (c), pero muchas veces el objetivo es producir una salida continua pura. Una manera de obtener una salida continua en el circuito de la figura 7.4 es insertar un filtro paso bajo después del interruptor. En la figura 7.6 se muestra un filtro paso bajo con una bobina y un condensador añadido al convertidor básico. El diodo proporciona un camino a la corriente de la bobina cuando el interruptor está abierto y se polariza en inversa cuando el interruptor está cerrado. Este circuito se denomina convertidor Buck o convertidor reductor [10], porque la tensión de salida es menor que la de entrada.

Figura 7.6 Esquema básico de un convertidor Buck. El interruptor suele ser un MOSFET, IGBT o BJT [9] .

Si el filtro paso bajo es ideal, la tensión de salida es la media de la tensión de entrada del filtro. La entrada del filtro, VD en la figura 7.6, es VI cuando el interruptor está cerrado y cero cuando está abierto, siempre que la corriente en la bobina sea positiva y el diodo conduzca. Si el interruptor se cierra de la forma periódica con un ciclo de trabajo D, la tensión media en la entrada del filtro es VI D, como se indica en la ecuación 7.1. La corriente en la bobina que es positiva en todo el intervalo de conmutación se denomina corriente permanente. Por el contrario, la corriente discontinua se caracteriza porque la corriente de la bobina pasa por cero en cada periodo. 103


BLOQUE II – Capitulo 7: Convertidores DC/DC y Algoritmos de Control

La forma de analizar el funcionamiento del convertidor reductor, es examinar la tensión y la corriente de la bobina. Este método de análisis será útil para diseñar el filtro y también nos servirá para analizar los circuitos electrónicos de los demás convertidores. Las propiedades a tener en cuenta cuando el convertidor funciona en régimen permanente son: • La corriente en la bobina es periódica: (7.3) I L (t + T ) = I L (t ) • La tensión media en la bobina es cero:

VL = •

t +T t

vL ( λ ) d λ = 0

(7.4)

La corriente media en el condensador es cero:

IC = •

1 T 1 T

t +T t

I C (λ ) d λ = 0

(7.5)

La potencia entregada por la fuente es igual a la suministrada a la carga. Cuando los componentes no son ideales, la fuente también suministra las pérdidas: PI = Po Ideal (7.6) PI = Po + perdidas No Ideal (7.7)

Para analizar el convertidor de la figura 7.6 comenzaremos suponiendo lo siguiente: 1. El circuito opera en régimen permanente. 2. La corriente en la bobina es permanente (siempre positiva). 3. El valor del condensador es muy grande y la tensión de salida se mantiene constante a una tensión VO. 4. El periodo de conmutación es T. El interruptor estará cerrado un tiempo D T y estará abierto el resto del tiempo, (1 - D) T. 5. Los componentes son ideales. La clave del análisis para determinar la salida VO es examinar, en primer lugar, la corriente y la tensión en la bobina cuando el interruptor está cerrado y luego con el interruptor abierto. La variación neta de corriente en la bobina en un periodo debe ser cero en régimen permanente. La tensión media en la bobina es cero. Cuando el interruptor S está cerrado, tiempo D T, el diodo se polariza en inversa y la energía se transfiere de la fuente a la bobina, al condensador y a la carga. La tensión en la bobina es:

VL = VI − Vo = L

diL dt

diL VI − Vo = dt L

(7.8),(7.9)

Como la derivada de la corriente es una constante positiva, la corriente aumenta linealmente como se muestra en la figura 7.7. La variación de corriente cuando el interruptor está cerrado se calcula modificando la ecuación 7.9:

diL ∆i L ∆i L VI − Vo = = = dt L ∆t DT

104

( ∆i L )cerrado =

VI − Vo DT L

(7.10)


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Figura 7.7 Evolución de las tensiones y corrientes en el tiempo en un convertidor Buck ideal en modo continuo; en la inductancia (vL, iL) y en el interruptor (vS, iS) [9].

Cuando el interruptor S está abierto, tiempo (1-D) T, el diodo se polariza en directa para dejar pasar la corriente de la bobina y el condensador a la carga. Por tanto, la tensión en la bobina es:

VL = −Vo = L

diL dt

diL − Vo = dt L

(7.11),(7.12)

La derivada de la corriente en la bobina es una constante negativa, y la corriente disminuye linealmente como se muestra en la figura 7.7. La variación de corriente en la bobina cuando el interruptor está abierto es: − Vo ∆i L ∆i L = = ∆t (1 − D )T L

(∆i L )abierto = −

Vo (1 − D)T L

(7.13)

En la operación en régimen permanente es necesario que la corriente de la bobina sea la misma al final y al principio de cada ciclo de conmutación, por lo que la variación neta de la corriente de la bobina en un periodo será cero. Para ello se debe cumplir: ( ∆ i L )cerrado + ( ∆i L ) abierto = 0

(7.14)

Sustituyendo en la ecuación 7.14 las ecuaciones 7.10 y 7.13:

VI − V0 V DT − o (1 − D )T = 0 L L

VO = VI ⋅ D

(7.15),(7.16)

Observe que la tensión de salida sólo depende de la entrada y del ciclo de trabajo D. Si la tensión de entrada fluctúa, la tensión de salida puede regularse ajustando el ciclo de trabajo adecuadamente. Se precisa un bucle de realimentación para muestrear la tensión de salida, compararla con una referencia y configurar correctamente el ciclo de trabajo del conmutador. La corriente media en la bobina debe ser igual a la corriente media en la resistencia de carga, porque la corriente media en el condensador debe ser nula cuando opera en régimen permanente, por consiguiente:

IL = IR =

Vo R

(7.17)

Como la variación de corriente en la bobina se puede calcular utilizando las ecuaciones 7.10 y 7.13, los valores mínimos y máximos de la corriente en la bobina se calcularán de la siguiente manera:

105


BLOQUE II – Capitulo 7: Convertidores DC/DC y Algoritmos de Control

I L max = I L +

∆iL Vo 1 Vo 1 (1 − D ) = + (1 − D ) T = Vo + R 2 L R 2 2 Lf

(7.18)

I L min = I L −

∆iL Vo 1 Vo 1 (1 − D ) = − (1 − D ) T = Vo − R 2 L R 2 2 Lf

(7.19)

Siendo f la frecuencia en hercios. Para que el análisis anterior sea válido, es necesario verificar que existe corriente permanente en la bobina. Una forma de comprobarlo es calcular la corriente mínima en la bobina utilizando la ecuación 7.19. Como el valor mínimo de la corriente en la bobina debe ser positivo para tener una corriente permanente, no está permitido que el mínimo calculado utilizando la ecuación 7.19 sea negativo. El circuito funcionará con corriente discontinua en la bobina, pero el análisis anterior no será válido. Podemos utilizar la ecuación 7.19 para determinar la combinación de L y f que producirá corriente permanente. Como ILmin = 0 es el límite entre la corriente permanente y la corriente discontinua. Imin = 0 = Vo

1 (1 − D ) − R 2Lf

Lmin =

(1 − D ) R 2f

(7.20),(7.21)

Si fijamos la frecuencia de conmutación deseada obtenemos Lmin, la inductancia mínima necesaria para que exista corriente permanente.

Y como supusimos para hacer el análisis que los componentes utilizados eran ideales, la potencia entregada es igual a la suministrada a la carga, PI = PO (ecuación 7.6). Por tanto, la potencia absorbida por la carga es: Vo II = (7.22) VI Io Sustituyendo la ecuación 7.16 en la ecuación anterior, obtenemos la relación entre el ciclo de trabajo y la intensidad:

IO =

II D

(7.23)

Donde la ecuación 7.16, describe entonces la relación de conversión del voltaje M(D) del convertidor reductor [2]:

M ( D) =

106

VO =D VI

(7.24)


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Figura 7.8 Relación de conversión M(D) vs. Ciclo de trabajo D en un convertidor reductor [2].

Como puede verse en la figura 7.8, corresponde a una relación lineal. Conforma aumenta el ciclo de trabajo, aumenta el voltaje de salida VO de forma lineal respecto a su voltaje de entrada VI a razón de M(D). De la ecuación 7.23 se extrae la relación de conversión de la intensidad M(D)I del convertidor Buck:

IO 1 = = M ( D)I II D

(7.25)

Es importante indicar que al tratarse de un convertidor ideal M(D)I=M(D). Sin embargo, en convertidores no ideales (eficiencia menor a la unidad) M(D)I M(D). A medida que aumenta el ciclo de trabajo D disminuye la corriente de salida a razón de M(D)I, lo cual explica la compensación en la corriente de salida del convertidor respecto a su aumento de voltaje. En la práctica, el ciclo de trabajo se limita a un valor fijo de acuerdo a la M(D) máxima especificada en los criterios de diseño del convertidor y depende del comportamiento del circuito real del convertidor. 7.3.2. Convertidor Elevador o Boost. Este tipo de convertidor [10], denominado Boost, es utilizado cuando deseamos un aumento de la tensión de salida con relación a la tensión de entrada. La polaridad de la tensión de salida es la misma que la de entrada.

Figura 7.9 Esquema básico de un convertidor Boost [9].

Para analizar el convertidor Boost seguiremos los mismos pasos y suposiciones vistos en el convertidor reductor. Análisis en el tiempo D T. Cuando el interruptor S de la figura 7.9 está cerrado, las tensiones en la malla que incluye la fuente, la bobina y el interruptor cerrado son: 107


BLOQUE II – Capitulo 7: Convertidores DC/DC y Algoritmos de Control

VL = VI = L

diL dt

VI di L = L dt

(7.26)

El ritmo de variación de la corriente es una constante, por lo que la corriente aumenta linealmente cuando el interruptor está cerrado (ver figura 7.10). La variación de corriente en la bobina se calcula:

∆i L ∆i L VI = = ∆t DT L

(∆iL )cerrado =

DTVI L

(7.27)

Figura 7.10 Formas de onda de corriente y tensión del convertidor elevador en conducción continua [9].

Análisis en el tiempo (1 – D) T. Cuando el interruptor S de la figura 7.9 está abierto, la corriente en la bobina no puede variar de forma instantánea, por lo que el diodo se polariza en directa para proporcionar un camino a la corriente de la bobina. La energía se transfiere de la fuente y de la bobina al condensador y a la carga. Suponiendo que la tensión de salida VO es constante, la tensión en la bobina es:

VL = VI − VO = L

diL dt

diL VI − VO = dt L

(7.28)

El ritmo de variación de corriente en la bobina es una constante, por lo que la corriente debe variar linealmente cuando el interruptor esté abierto. La variación en la corriente de la bobina con el interruptor abierto es: V − VO ∆i L ∆i L = = I ∆t (1 − D )T L

(∆iL )abierto =

(VI − VO )(1 − D ) T L

(7.29)

En régimen permanente, la corriente total de la bobina debe de ser igual a cero, ya que la energía que almacena, es liberada durante el TOFF:

(∆iL )cerrado + (∆iL )abierto = 0

(7.30)

Sustituyendo las ecuaciones 7.27 y 7.29 en 7.30 y despejando VO:

DTVI (VI − VO )(1− D)T =0 + L L

VO =

VI 1− D

(7.31)

La corriente por la bobina la calcularemos teniendo en cuenta que la potencia entregada por la fuente es igual a la potencia absorbida por la carga. La potencia media de entrada: 108

PI = VI I I = VI I L


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Po =

La potencia media de salida:

VO2 R

VI 2 V 1− D VI I L = O = R R

Igualando ambas ecuaciones:

2

Obtenemos la intensidad media por la bobina despejando IL:

IL =

VI

(1− D)2 R

(7.32)

La corriente máxima y mínima en la bobina se determinan utilizando el valor medio y la variación de corriente:

ILmax = IL + ILmin = IL −

∆i L VI DTVI = + 2 2 (1− D) R 2L

(7.33)

VI DTVI ∆i L = − 2 2 (1 − D) R 2L

(7.34)

Al igual que para el convertidor Buck, hemos desarrollado los cálculos partiendo de la suposición de corriente continuada y positiva a través de la bobina. Para que podamos asegurar esto, tenemos que saber el valor límite de la inductancia en la bobina. Para ello debemos saber que cuando tenemos una ILmin= 0, en la ecuación 7.34, estamos en el valor de inductancia crítica. Despejando esta igualdad obtenemos la inductancia mínima para obtener una corriente permanente en el convertidor elevador: 2

Lmin

D (1 − D ) R = 2f

(7.35)

Como supusimos para hacer el análisis que los componentes utilizados eran ideales, la potencia entregada es igual a la suministrada a la carga, PI = PO (ecuación 7.6). Por tanto, la potencia absorbida por la carga es: Vo II = (7.36) VI Io Sustituyendo la ecuación 7.31 en la ecuación anterior, obtenemos la relación entre el ciclo de trabajo y la intensidad:

I O = I I ⋅ (1 − D)

(7.37)

Donde la ecuación 7.31, representa la relación de conversión del voltaje M(D) del convertidor elevador [2]:

M ( D) =

VO 1 = VI 1 − D

(7.38)

109


BLOQUE II – Capitulo 7: Convertidores DC/DC y Algoritmos de Control

Figura 7.11 Relación de conversión M(D) del convertidor Boost ideal [2].

En la figura 7.11, puede verse la relación (no lineal) de conversión M(D) con respecto al ciclo de trabajo D. A medida que aumenta el ciclo de trabajo, aumenta el voltaje de salida VO respecto a su voltaje de entrada VI a razón de M(D). De la ecuación 7.37 se define también la relación de conversión M(D)I respecto a las corrientes de entrada y salida:

IO = 1 − D = M ( D) I II

(7.39)

A medida que aumenta el ciclo de trabajo D disminuye la corriente de salida a razón de M(D)I, lo cual explica la compensación en la corriente de salida del convertidor respecto a su aumento de voltaje. 7.3.3. Convertidor Reductor-Elevador o Buck-Boost. Otro convertidor básico en modo conmutado es el convertidor reductor-elevador [10], que se muestra en la figura 7.12. La salida del convertidor reductor-elevador puede ser mayor o menor que la tensión de entrada.

Figura 7.12 Esquema básico de un convertidor Buck-Boost [9].

Para analizar el circuito, seguiremos los mismos pasos y utilizando las mismas suposiciones vistas en el convertidor reductor. Análisis en el tiempo D T. Cuando el interruptor S está cerrado, el voltaje de entrada alimenta a la bobina y el condensador a la resistencia de carga. La tensión en la bobina es:

VL = VI = L

110

diL dt

diL VL = dt L

(7.40),(7.41)


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El ritmo de variación de la corriente en la bobina es una constante (ver figura 7.13), por lo que la corriente en la misma aumenta linealmente. Podemos expresar la ecuación anterior de la siguiente manera:

∆i L ∆i L VL = = ∆t DT L

(7.42)

Calculando ∆iL con el interruptor cerrado:

∆i L cerrado =

VI DT L

(7.43)

Análisis en el tiempo (1 – D) T. Cuando el interruptor S del circuito de la figura 7.12 está abierto, la corriente en la bobina no puede variar instantáneamente, por lo que el diodo estará polarizado en directa y pasará corriente por la resistencia y el condensador. La energía almacenada en la bobina se descarga a través de la resistencia. Cuando esto ocurre la tensión en la bobina viene dada por:

VL = VI = L

di L Vo = dt L

diL dt

(7.44),(7.45)

El ritmo de variación de la corriente en la bobina es de nuevo constante, y se puede expresar como: V ∆i L ∆i L = = o ∆t (1 − D )T L

(7.46)

Despejando ∆iL cuando el interruptor está abierto:

∆i L abierto =

Vo (1 − D)T L

(7.47)

Cuando el circuito funciona en régimen permanente, la variación neta de la corriente en la bobina debe ser nula en un periodo. Utilizando las ecuaciones 7.43 y 7.47 obtenemos que:

∆i L abierto + ∆i L cerrado = 0 VI DT Vo (1 − D)T =0 + L L

(7.48)

(7.49)

Despejando VO: Vo = −VI

D (1 − D )

(7.50)

La ecuación 7.50 muestra que la polaridad de la tensión de salida es opuesta a la de la tensión de la fuente. La tensión de salida del convertidor reductor-elevador puede ser menor o mayor que la de la fuente, en función del ciclo de trabajo del interruptor. Si D > 0,5 la salida será mayor que la entrada, y si D < 0,5 la salida será menor que la entrada. Por tanto, este circuito combina las características de los convertidores reductor y elevador.

111


BLOQUE II – Capitulo 7: Convertidores DC/DC y Algoritmos de Control

Figura 7.13 Formas de onda de corriente y tensión del convertidor elevador en conducción continua [9].

Para calcular el valor de la corriente media que atraviesa la bobina, haremos un balance de potencias en el circuito. Potencia absorbida por la carga debe ser la misma que entrega la fuente. V2 Potencia de salida: Po = o R Potencia de entrada: PI = VI II Relación entre II e Io: II = I L D Vo2 = VI II R Sustituyendo la tensión de salida de la ecuación 7.50 y despejando IL,

Igualando ambas potencias:

IL =

Vo2 P VI D = o = Vi RD Vi D R (1 − D )2

(7.51)

Las corrientes máximas y mínimas por la bobina se calculan utilizando las ecuaciones 7.43 y 7.51: VI D V DT ∆I L = + I 2 2 2L R (1 − D ) VI D V DT ∆I = IL − L = − I 2 2 2L R (1 − D )

I L max = I L +

(7.52)

I L min

(7.53)

Al igual que en las topologías anteriores, la corriente por la bobina debe de ser permanente. Para determinar la inductancia crítica igualaremos la ILmin a cero:

Lmin

R (1 − D ) = 2f

2

(7.54)

La potencia entregada es igual a la suministrada a la carga, PI = PO (Como supusimos al principio del convertidor reductor). Por tanto, la potencia absorbida por la carga es: Vo II = VI Io

(7.55)

Sustituyendo la ecuación 7.50 en la ecuación anterior, obtenemos la relación entre el ciclo de trabajo y la intensidad: 112


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(1 − D) D

IO = − I I

(7.56) Donde la ecuación 7.50 proporciona la relación de conversión del voltaje M(D) del convertidor reductor-elevador [2]:

M ( D) =

VO D =− VI 1− D

(7.57)

Figura 7.14 Relación de conversión M(D) vs. Ciclo de trabajo D en un convertidor reductor-elevador [2].

La figura 7.14 muestra la relación de conversión del convertidor elevador-reductor. Como puede verse, cuando D está entre “0” y “0,5” el convertidor funciona como reductor y entre “0,5” y “0,9” como elevador. Sin embargo, si en los criterios de diseño electrónico se especifica un límite M(D) para la etapa elevadora, entonces el margen de actuación de D se ve limitada. La relación de las corrientes se puede extraer de la ecuación 7.56, llegando a la siguiente expresión:

M ( D) I =

IO 1− D =− II D

(7.58)

7.4. Comportamiento de los Convertidores DC/DC Acoplados a Módulos Fotovoltaicos. 7.4.1. Comportamiento de un Convertidor Elevador. Para observar con detalle el comportamiento del convertidor [2], se conecta a su entrada un módulo fotovoltaico a condiciones estándares de medida (STC) y a su salida una carga resistiva fija Z, tal y como se muestra en figura 7.15.

II=IMPP

IO

VI=VMPP

VO

Figura 7.15 Diagrama de bloques del sistema Módulo convertidor DC/DC.

Se debe entonces relacionar el ciclo de trabajo D con Z, VI=VMPP e II=IMPP (considerando la corriente y voltaje del módulo en el punto de máxima potencia). De las ecuaciones 7.38 y 7.39 y haciendo uso de la expresión de la impedancia del convertidor ZI, se llega a: 113


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ZI =

VI VO = ⋅ (1 − D ) 2 = Z ⋅ (1 − D )2 I I IO

(7.59)

Donde ZI corresponde a la impedancia de entrada del convertidor y Z a la impedancia aplicada a su salida. De la ecuación anterior podemos llegar a la siguiente expresión para D:

D = 1−

VMPP 1 I MPP Z

(7.60)

Esta última expresión muestra que, para valores constantes de VMPP e IMPP, el valor mínimo de Z (del orden de unos pocos ohmios) está condicionado al valor mínimo del ciclo de trabajo (“0”). Al aumentar el valor de Z empezará a incrementarse D y este aumento conducirá a elevar VO y disminuir IO de acuerdo a las ecuaciones 7.38 y 7.39. Este efecto se representa gráficamente en la forma de una hipérbola, que caracteriza el funcionamiento del convertidor elevador, tal y como se muestra en la figura 7.16. Este caso concreto corresponde a la curva característica teórica del módulo I-94/12 de la empresa fabricante Isofotón acoplado al convertidor elevador ideal. El barrido de la curva fue realizado variando Z entre 2,25 (cuando D=0 y VO=VMPP) y 14,75 (cuando D=0,62 y VO=35V).

Figura 7.16 Curva característica teórica de un convertidor elevador acoplado a un módulo fotovoltaico y curva generada al variar su impedancia de salida [2].

Como puede verse en la figura 7.16, la curva de salida del convertidor traza una hipérbola que representa los valores VO e IO posibles para los cuales el convertidor debe mantener constante la potencia máxima del módulo ante un cambio en la carga de salida Z. Teóricamente, y en condiciones ideales, la hipérbola continúa indefinidamente representando el aumento del voltaje de salida a medida que aumenta Z. En la práctica, el ciclo de trabajo se limita a un valor razonable respecto a la relación de conversión del convertidor, lo que provoca que la hipérbola caiga al valor correspondiente de VO que es limitado por M(D) o lo que es lo mismo por D, es decir, para un valor del ciclo de trabajo D=0,5, M(D)=2 y el valor de VO=M(D) VI = 2 15V = 30V. Si se hace ahora el caso inverso, y lo que se quiere es variar el punto de operación del módulo, se debe fijar el valor de Z en la ecuación 7.60. De esta forma, cualquier cambio en las condiciones de operación del módulo provocará un cambio en su punto de máxima potencia (VMPP e IMPP), ante esto el convertidor cambia su ciclo de trabajo D y esto da lugar a un cambio en su impedancia ZI (esto puede verse al fijar Z en la ecuación 7.59), que al ser enfrentada al módulo, provoca un cambio en el punto de trabajo y convierte al convertidor en un adaptador de impedancia. Luego, si el convertidor incorpora un dispositivo microcontrolado para cambiar D, entonces éste se convierte en un seguidor del punto de máxima potencia (MPPT) del módulo fotovoltaico, llamado convertidor MPPT. Los diferentes métodos 114


PFC: Conceptos de Electrónica Aplicada a Sistemas Fotovoltaicos: Teoría y Simulación

de decisión de cómo debe aumentar o disminuir D para seguir el punto de máxima potencia, se implementan en el microcontrolador. 7.4.2. Comportamiento de un Convertidor Reductor. Tomando el mismo esquema de un módulo acoplado a un convertidor y éste a una carga Z mostrado en la figura 7.15, se busca una expresión que relacione el ciclo de trabajo D con Z y VMPP e IMPP del módulo. Haciendo uso de las ecuaciones 7.24 y 7.25 y tomando como referencia la impedancia interna del convertidor, se llega a:

ZI =

VI VO −2 = ⋅ D = Z ⋅ D −2 I I IO

(7.61)

Y la relación de D con el punto de máxima potencia y Z será:

D=

I MPP ⋅Z VMPP

(7.62)

Esta última expresión muestra que para valores constantes de VMPP e IMPP, que corresponden al punto de máxima potencia del módulo, el valor más alto de Z (unas decenas de Ohms) está condicionado al máximo ciclo de trabajo de “1”. Al disminuir Z, en algunos casos disminuye D, esta disminución conduce a reducir VO y aumentar IO de acuerdo a las ecuaciones 7.24 y 7.25. Este efecto se representa gráficamente en la forma de una hipérbola, la cual caracteriza el funcionamiento del convertidor reductor al variar su impedancia de salida, tal y como se muestra en la figura 7.17. Este caso concreto corresponde a la curva característica teórica del módulo I-94/12 acoplado al convertidor reductor ideal, variando Z entre 2.2 (cuando D=1 y VO=VMPP) y 0.5 (cuando D=0.48 y VO=6.4V).

Figura 7.17 Curva característica teórica de un convertidor reductor al variar su impedancia de salida [2].

En la figura 7.17 se muestra la curva de salida del convertidor, una hipérbola que representa los valores VO e IO posibles para los cuales el convertidor debe mantener constante la potencia máxima del módulo ante un cambio en la carga de salida Z. Teóricamente, y en condiciones ideales, la hipérbola continúa indefinidamente representando la disminución del voltaje de salida a medida que disminuye Z. En la práctica, el ciclo de trabajo se limita a un valor razonable respecto a la relación de conversión del convertidor, lo que provoca que la hipérbola caiga al valor correspondiente de VO que es limitado por M(D), o lo que es lo mismo por D; es decir, para un valor del ciclo de trabajo D=0,5, M(D)=0,5, el voltaje e intensidad de salida son: VO = M(D) VI = 0,5 15V = 7,5V y IO = II/M(D) = 6.14A/0,5 = 12.28A respectivamente.

115


BLOQUE II – Capitulo 7: Convertidores DC/DC y Algoritmos de Control

7.4.3. Comportamiento de un Convertidor Reductor-Elevador. Como punto de partida, se adopta el mismo esquema de la figura 7.15, un módulo acoplado a un convertidor y éste a una carga Z. Se trata entonces de hallar una expresión que relacione el ciclo de trabajo D con Z, VMPP e IMPP. Haciendo uso de las ecuaciones 7.57 y 7.58 y tomando como punto de partida la impedancia interna ZI del convertidor, se llega a:

V V 1− D ZI = I = O ⋅ I I IO D

2

= Z ⋅ M ( D ) −2

(7.63)

Luego, las ecuaciones que relacionan D con Z y el punto de máxima potencia del módulo son: Para D [0 ; 0,5]:

D= Z⋅

I MPP ⋅ (1 − D ) VMPP

(7.64)

Estas expresiones corresponden a dos ecuaciones implícitas en D. La ecuación 7.64 proporciona información sobre el comportamiento del convertidor como reductor, mientras que la ecuación 7.65 como elevador. Para D [0,5 ; 1]:

D = 1−

D I Z ⋅ MPP VMPP

(7.65)

Figura 7.18 Curva característica teórica de un convertidor reductor-elevador al variar su impedancia de salida [2].

En la figura 7.18 se muestra un ejemplo de la curva característica teórica del módulo I-94/12 acoplado al convertidor reductor-elevador ideal. Al variar Z entre 0,5 (cuando D=0,3 y VO=6,8V) y 2.4 (cuando D=0,49 y VO VMPP) el convertidor funciona como reductor; mientras que, cuando incrementamos Z entre 2,5 (cuando D=0,5 y VO VMPP) y 11 (cuando D=0,69 y VO=32V), funciona como elevador.

7.5. Limitaciones del Funcionamiento de los Convertidores DC/DC. La figura 7.19 muestra el diagrama de un módulo fotovoltaico conectado a un convertidor dc/dc, donde la resistencia reflejada a la entrada del convertidor viene representada por Ri y RL es la resistencia 116


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de carga. A lo que concierne al módulo fotovoltaico, el convertidor es representado por su resistencia de entrada de valor de Ri.

Figura 7.19 Conexión convertidor-módulo FV con carga [13].

Asumiendo el convertidor sin pérdidas, la relación entre la resistencia de entrada y la carga se muestra en la Tabla I, tanto para CCM como DCM. El modo de funcionamiento del convertidor está definido por la K constante (mirar la Tabla 7.I) donde L es la inductancia del convertidor, RL su resistencia de carga y T el período de conmutación (el inverso a la frecuencia de conmutación). Si la K toma un valor inferior o igual que Kcrítica, el convertidor funcionará en DCM. A la inversa, si la K excede el valor de Kcrítica, el convertidor funcionará en CCM. Como observamos en la Tabla 7.I, el valor de Kcrítica es diferente para cada tipo de convertidor. Haciendo uso de las ecuaciones 7.21, 7.35 y 7.54 de apartados anteriores podemos elaborar la siguiente tabla resumen: Convertidor Reductor

Kcrítica

Ri (CCM)

1− D

RL D2

Ri (DCM) 2

RL 4K ⋅ 1+ 1+ 2 4 D

4 ⋅ RL Elevador

D ⋅ (1 − D)2

RL ⋅ (1 − D ) 2

Reductor-Elevador

(1 − D ) 2

RL ⋅ (1 − D)2 D2

Con K =

2L RL T

4D2 1+ 1+ K

2

K ⋅ RL D2

DCM ocurre para K< Kcrítica

Tabla 7.I Valores de Ri para los convertidores dc/dc básicos [3].

Las expresiones en la Tabla 7.II son deducidas de la Tabla 7.I, siendo las expresiones de Ri continuas en la D, para una exploración del ciclo de trabajo D del convertidor. Convertidor

lim Ri

lim Ri

Reductor

RL

Elevador

RL

0

Reductor-Elevador

0

D →0

D →1

Tabla 7.II Valores del límite de Ri cuando D

0oD

1.

El sistema de seguimiento del punto de máxima potencia modificará el valor de Ri, tratando de conseguir Ri=RMPP (RMPP=VMPP/IMPP), siendo RMPP la resistencia en el punto de máxima potencia. Sin embargo, esto no será posible si RMPP no pertenece a la serie de valores permitidos por Ri, es decir, el 117


BLOQUE II – Capitulo 7: Convertidores DC/DC y Algoritmos de Control

sistema no alcanzará el punto de máxima potencia si RL>RMPP para sistemas fotovoltaicos con convertidor reductor o RL< RMPP para sistemas con convertidor elevador. Para sistemas con convertidor reductor-elevador, Ri puede tomar cualquier valor entre 0 y . Por consiguiente, las restricciones impuestas para la dos primeras topología de convertidores no tienen influencia en el convertidor reductor-elevador [13]. Para finalizar, se presenta una gráfica comparativa desde el punto de vista del rendimiento entre las distintas topologías de convertidores dc/dc.

Figura 7.20 Eficiencia de los convertidores DC/DC [16].

Las curvas de rendimiento de la figura 7.20 muestran la diferencia entre convertidores Buck, Boost y Buck-Boost según la potencia requerida a la salida. La eficiencia del convertidor Buck es un poco más alta que los convertidores de Boost y Buck-Boost. Con algunos de los algoritmos de control MPPT propuestos a continuación, estos convertidores operan con alta eficiencia bajo el seguimiento del punto de máxima potencia.

7.6. Clasificación de los Métodos de Seguimiento. Para conseguir que un convertidor actúe como un seguidor del punto de máxima potencia (MPPT), se debe implementar un lazo de realimentación con algoritmos [7] capaces de buscar ese punto y regule en consecuencia, el ciclo de trabajo con que se deberá atacar al dispositivo interruptor (ver diagrama de bloques de la figura 7.3).

118


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Métodos Indirectos

Métodos Directos

“Curve-fitting” Diferenciación “Look-up table” Perturbación y Observación Tensión de circuito abierto del generador FV

Conductancia Incremental

Corriente de cortocircuito del generador FV

Oscilación Forzada Lógica Difusa

Tensión de circuito abierto de una célula prueba Figura 7.21 Diagrama de clasificación de los métodos de MPPT. Fuente: CIEMAT.

Los métodos desarrollados hasta el momento permiten clasificarlos y agruparlos en función de diversos parámetros, uno de ellos en función de los métodos o estrategias de control utilizados, figura 7.21, esto nos lleva a dos categorías: Métodos Directos y Métodos Indirectos.

7.6.1. Métodos Indirectos. Los métodos indirectos [11,14] se fundamentan en la utilización de una base de datos que incluye parámetros y datos como, por ejemplo, las curvas características del generador FV a diferentes irradiancias y temperaturas, o bien en la utilización de funciones matemáticas obtenidas a partir de datos empíricos para estimar el punto de máxima potencia. En la mayor parte de los casos, por tanto, se requiere de una evaluación previa de las características del generador FV involucrado. A este grupo pertenecen algunas de las técnicas que citadas en la figura 7.21. Pero trataremos en detalle los siguientes algoritmos: “Control por corriente de cortocircuito del generador FV” y “Control por tensión de circuito abierto del generador FV” 7.6.1.1. Control por tensión de circuito abierto del generador FV. La base de este algoritmo es la observación de la curva característica del generador para diferentes condiciones de temperatura e irradiancia. De esta forma, se puede calcular el valor de VMPP (tensión en el punto de máxima potencia), mediante la relación que existe entre la VOC (tensión de circuito abierto del generador fotovoltaico) y VMPP, ecuación 7.66:

K=

VMPP <1 VOC

(7.66)

Esta propiedad puede implementarse mediante un diagrama de flujo mostrado en la figura 7.22. Así, temporalmente, el generador fotovoltaico se aísla, de acuerdo con el ciclo de trabajo del convertidor dc/dc, con el fin de medir la tensión de circuito abierto. Posteriormente, se calcula el punto de máxima potencia (MPP), de acuerdo con la ecuación 7.66, y se ajusta la tensión de operación del generador. Este proceso se repetirá periódicamente. Aunque este método es simple, es difícil de seleccionar el valor optimo de la constante K. la literatura reporta un valor de K=0.76 así como un intervalo típico de muestreo de 15 ms. 119


BLOQUE II – Capitulo 7: Convertidores DC/DC y Algoritmos de Control

Figura 7.22 Diagrama de operación del método de tensión en circuito abierto del generador FV [7].

Puesto que el ajuste de la tensión de referencia al 76% de VOC es siempre una fracción fija, este método no puede integrarse en los “métodos verdaderos” de búsqueda del punto de máxima potencia. La exactitud del ajuste del voltaje de funcionamiento al voltaje de máxima potencia, VMPP, depende de la elección de esta fracción comparada con la relación real que existe entre VMPP y VOC (ver figura 7.23).

Figura 7.23 En la figura se puede observar la curva experimental de la dependencia de la tensión de circuito abierto en función de la tensión punto de máxima potencia [22].

Las ventajas de este método se puede resumir en: simple y económico, utiliza un único lazo de control. Como inconveniente presenta: • •

No tiene en cuenta la potencia real extraída de los paneles en la selección del punto de máxima potencia. Asume que una tensión de circuito abierto dada, determina con exactitud el punto de funcionamiento máximo. Si el punto de funcionamiento es incorrecto o ligeramente inexacto la potencia extraída no será la máxima.

7.6.1.2. Control por corriente de cortocircuito del generador FV. Un método similar al procedimiento anterior, del que se basa en el hecho empírico de una dependencia lineal entre la corriente en el punto de máxima potencia y la de cortocircuito (ver figura 120


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7.24), cumpliéndose la ecuación 7.67. En cambio, para este método la constante, K, se estima alrededor de 0.85.

K=

I MPP <1 I SC

(7.67)

El diagrama de flujo del control es, pues, similar al método de la tensión en circuito abierto, sustituyendo esta medida por la de la corriente del punto de máxima potencia y de cortocircuito del generador.

Figura 7.24 En la figura se puede observar la curva experimental de la dependencia de la corriente de cortocircuito en función de la corriente en el punto de máxima potencia [22].

Este método presenta las mismas ventajas y desventajas por tensión ya que su única diferencia es la magnitud de muestreo. Entonces, resumiendo en general, los métodos indirectos presentan las siguientes desventajas: • Para algunos de estos métodos, es necesario el mantenimiento de una gran base de datos y una gran capacidad de memoria de cálculo. • No son totalmente versátiles con respecto a la carga. • El seguimiento del punto de máxima potencia es independiente de la variación de los parámetros del panel solar. Es decir, la implementación debe ajustarse para un panel solar específico y tiene que actualizarse al variar los parámetros durante el tiempo. En cambio presentan las siguientes ventajas: • Son métodos relativamente simples y económicos. • Casi todos, tienen un único lazo de control. 7.6.2. Métodos Directos. En los métodos directos (ver figura 7.21) se incluyen aquellos algoritmos que emplean medidas de tensión y corriente de entrada o salida, a partir de las cuales, y teniendo en cuenta la variación de los puntos de trabajo del generador fotovoltaico, se determina el punto de operación óptimo. Estos algoritmos [1,18,7] tienen la ventaja de ser independientes del conocimiento, a priori, de las características del generador fotovoltaico. En este grupo profundizaremos en los métodos de “Perturbación y Observación (P&O)” y el de “Conductancia Incremental”, debido sus ventajas con respecto a otros métodos de control del seguimiento del MPP. En estos procedimientos se hacen un muestreo de los valores de tensión y corriente en bornes del generador fotovoltaico. Posteriormente, mediante estrategias diversas, se obtendrá la potencia ofrecida 121


BLOQUE II – Capitulo 7: Convertidores DC/DC y Algoritmos de Control

por dicho generador. Tal muestreo tiene como finalidad determinar la evolución relativa de la mencionada variable. La anterior comparación entre los diferentes valores de potencia obtenidos proporcionara la información adecuada para que el circuito de control correspondiente aumente o disminuya el tiempo de conexión del conmutador, TON, para aproximarse al MPP. Acorde con este principio se procede a detallar los siguientes métodos de “seguimiento verdadero”. 7.6.2.1. Perturbación y Observación (P&O). El método de “Perturbación y Observación (P&O)” es el más ampliamente utilizado por la mayoría de los sistemas de seguimiento. Es un método iterativo de aproximación al punto de máxima potencia que perturba el punto de funcionamiento del generador FV para encontrar la dirección de cambio. El control se alcanza forzando a que la derivada de la potencia del generador sea igual a cero (dPg/dVg=0). Para ello, se altera periódicamente el voltaje de salida del generador FV, constituyendo, esta primera parte, la acción de perturbar el sistema y compara la potencia de salida del mismo con la obtenida en el ciclo anterior actuando en consecuencia. Esta última parte es la acción de observar el sistema. La lógica de este algoritmo se explicita en la tabla 7.III y en la figura 7.25, donde se describe el algoritmo.

Figura 7.25 Diagrama de Flujo del algoritmo de P&O. “C” es el incremento de la perturbación [7].

∆Pg >0 <0

Vref + -

Tabla 7.III Tabla asociada al algoritmo de Perturbación y Observación. El signo “+” hace referencia a un aumento y el signo “-” a una disminución. Siendo Vref igual a Vg(t2).

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De acuerdo con la Tabla 7.III si la potencia se ha incrementado debe incrementarse la tensión de operación. En cambio si la potencia ha disminuido debe de hacer lo propio la tensión. Sin embargo, un inconveniente de este método se presenta en el caso de un aumento repentino de la irradiancia. Para aclarar este fenómeno véase la figura 7.26. Así, se considera el caso en el cual la irradiancia es tal que genera la curva característica P-V, curva 3. De este modo, el MPPT oscila, alrededor del punto máximo, de A a A1. Entonces, si se supone que estando en el punto A, que proviene de una disminución de la tensión, y antes de que se produzca la siguiente perturbación la irradiancia se incrementa, siendo ahora la curva característica la curva 2 y el punto de operación pasar al B1. Precisamente, como ha habido un incremento positivo de la potencia continuará la perturbación en la misma dirección, es decir, disminuirá la tensión y se pasara al punto B. Además, si la irradiancia se incrementa, nueva y rápidamente a la curva 1 habrá otro incremento de la potencia positiva, con lo que el punto de operación será el C. es decir, que debido a dos incrementos de irradiancia el punto de operación se ha trasladado de A a C, alejándose del punto máximo. Este proceso permanece hasta que el aumento de la irradiancia se lentifique o finalice.

Figura 7.26 Desviación del punto de máxima potencia con el algoritmo de P&O, bajo cambios bruscos de irradiancia [18].

Las ventajas de este método se pueden resumir en: • No se requiere un conocimiento previo de las características del generador FV. • Método relativamente simple. Sin embargo, presenta el siguiente inconveniente: • Método inapropiado para aplicaciones con condiciones atmosféricas rápidamente cambiantes. Se puede mejorar la respuesta incrementando la velocidad de ejecución del algoritmo de control 7.6.2.2. Conductancia Incremental. Una alternativa al método de Perturbación & Observación es el algoritmo de la conductancia incremental (“IncCond”). Se basa en el hecho de que la derivada de la potencia respecto a la tensión del generador fotovoltaico (pendiente de curva característica P-V), dPg/dVg, se anula en el punto de máxima potencia (MPP), figura 7.27.

dPg d (VI ) g dVg dIg dIg = = Ig + Vg = Ig + Vg =0 dVg dVg dVg dVg dVg

en MPP

(7.68)

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BLOQUE II – Capitulo 7: Convertidores DC/DC y Algoritmos de Control

Reordenando la ecuación 7.68:

Ig dIg = Vg dVg

(7.69)

El miembro izquierdo de la ecuación 7.69 representa el opuesto a la conductancia incremental, G=Ig/Vg, mientras el derecho constituye la conductancia instantánea. Las variaciones incrementales necesarias, dV y dI, pueden aproximarse a los incrementos que han experimentado ambos parámetros, Vg y Ig, para comparar los valores actuales medidos de Vg e Ig con los valores medidos en el instante o ciclo anterior, expresiones 7.70 y 7.71, respectivamente.

dVg (t2 ) ≈ ∆Vg (t2 ) = Vg (t2 ) − Vg (t1 )

(7.70)

dIg (t2 ) ≈ ∆Ig (t2 ) = Ig (t2 ) − Ig (t1 )

(7.71)

Figura 7.27 Curva de potencia-tensión del generador fotovoltaico. Variación de la derivada dPg / dVg [18].

Por tanto, analizando la derivada se puede comprobar si el generador FV opera en su punto óptimo (MPP) o fuera de éste, ecuaciones 7.72, 7.73 y 7.74. La figura 7.28 muestra el diagrama de flujo de este método.

dPg = 0 para Vg = VMPP dVg dPg < 0 para Vg > VMPP dVg dPg > 0 para Vg < VMPP dVg

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(7.72) (7.73) (7.74)


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Figura 7.28 Diagrama de flujo de algoritmo de conductancia incremental [7].

Las ventajas de este algoritmo pueden resumirse en los siguientes puntos: • Ofrece un buen rendimiento bajo condiciones atmosféricas rápidamente cambiantes. • Consigue una oscilación menor alrededor del punto de máxima potencia. Como inconveniente presenta: • Requiere un circuito de control complejo que puede conllevar, como resultado a un elevado conste del sistema.

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BLOQUE II – Capitulo 7: Convertidores DC/DC y Algoritmos de Control

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PFC: Conceptos de Electrónica Aplicada a Sistemas Fotovoltaicos: Teoría y Simulación

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BLOQUE II â&#x20AC;&#x201C; Capitulo 7: Convertidores DC/DC y Algoritmos de Control

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CapĂ­tulo 8 Inversores en Instalaciones Fotovoltaicas


BLOQUE II – Capítulo 8: Inversores en Instalaciones Fotovoltaicas

8.1. Introducción. La tecnología de producción de electricidad a partir de la radiación solar ha avanzado mucho en los últimos años, principalmente en eficiencia y en disminución de costes, pero este éxito obtenido en su desarrollo no hubiera sido igual si no se hubiera obtenido un desarrollo en paralelo de la tecnología de electrónica de potencia. La cual ha ofrecido en los últimos años multitud de posibilidades tecnológicas para la conversión de la energía eléctrica de procedencia solar en energía utilizable, bien sea de forma aislada de la red o conectada a la red eléctrica convencional, a pequeña escala en viviendas o a gran escala en centrales de varios megavatios de potencia. La evolución que han experimentado los semiconductores, en términos de frecuencia de conmutación, pérdidas en conducción y facilidad de gobierno ha contribuido en gran medida a la popularización de este tipo de convertidores y de su evolución. En este tipo de equipos, de mediana / alta potencia, la tendencia es disminuir los costes y aumentar la eficiencia, (frente a la tendencia en la línea de baja potencia, en la cual se prima la miniaturización), objetivo que pasa por la optimización de los dispositivos semiconductores empleados; por otro lado, el auge experimentado en el campo de la electrónica digital, ha permitido que los procesadores estén al alcance de los diseñadores a muy bajo coste y con potentes herramientas de depuración y desarrollo. De esta manera, se pueden plantear estrategias de control complejas sin aumento apreciable en los costes finales del equipo. Uno de los requerimientos específicos de la normativa española referente a la seguridad [38], consiste en que los inversores de conexión a red dispongan de un sistema de aislamiento galvánico (o equivalente) entre la red y la instalación fotovoltaica. Sin embargo, los inversores que poseen dicho transformador, son menos eficientes, más caros, más pesados y de mayor tamaño, que los que no lo incorporan. El rendimiento de conversión eléctrica dc/ac ( INV), es el parámetro característico del inversor y viene determinado por la utilización o no de trasformador de aislamiento galvánico, así como también por sus características internas. Existen dos tipos de transformadores: de baja frecuencia y de alta frecuencia. Los transformadores de alta frecuencia utilizan un mayor número de componentes electrónicos, lo que hace que los convertidores sean más complejos y disminuya la fiabilidad de los mismos. Además del rendimiento de conversión ( INV), otros parámetros, características y topologías de los inversores se tienen muy en cuenta a la hora de mejorar el rendimiento de una instalación conectada a la red. Se puede citar como ejemplo otro parámetro muy importante, como es el rendimiento del punto de máxima potencia ( MPPT). Hoy en día, los esfuerzos de los fabricantes de inversores se centran en mejorar los algoritmos existentes, para conseguir que los inversores sean capaces de seguir el punto de máxima potencia con la mayor precisión posible. El generador fotovoltaico produce corriente continua. En sistemas fotovoltaicos autónomos para poder utilizar cargas en comente alterna se necesita un inversor que convierta la comente continua en comente alterna. Habitualmente en sistemas fotovoltaicos autónomos el inversor está conectado a una batería, mientras en un sistema fotovoltaico conectado a la red eléctrica el inversor está conectado directamente al generador fotovoltaico. Los inversores empleados en las aplicaciones fotovoltaicas se pueden agrupar o dividir en dos grandes categorías [40]: los autoconmutados y los conmutados por la red. Los inversores autoconmutados pueden funcionar como fuente de tensión o como fuente de corriente, mientras que los conmutados por red sólo como fuente de corriente. Por ello los autoconmutados se pueden utilizar tanto en aplicaciones autónomas como en aplicaciones conectadas a la red eléctrica mientras que los conmutados por la red únicamente en aplicaciones conectadas a la red. Normalmente los inversores operan a una frecuencia fija de salida de 50 Hz. Los inversores autoconmutados pueden operar de modo autónomo. La regulación de tensión suele realizarse por modulación del ancho de pulso (PWM). Normalmente conmutan a alta frecuencia con lo que la señal de salida suele ser muy sinusoidal con contenido de armónicos de muy alta frecuencia, fácilmente filtrables. Los posibles armónicos que aparecen son los debidos a la frecuencia de conmutación (típicamente de 1 kHz a 20 kHz), los cuales están muy lejos del fundamental. Este tipo de 130


PFC: Conceptos de Electrónica Aplicada a Sistemas Fotovoltaicos: Teoría y Simulación

inversores, en su conexión a red, no demanda potencia reactiva ya que puede generar la señal de corriente totalmente en fase con la tensión de red, aunque también puede usarse para compensar potencia reactiva modificando el factor de potencia. Los únicos inconvenientes de este tipo de inversores son el precio, la potencia máxima ya que salvo se conecte en paralelo están bastante limitados y el rendimiento, ya que al funcionar a alta frecuencia de conmutación, las pérdidas debido a la conmutación se disparan. Los inversores conmutados por red basados en tiristores necesitan la presencia de la señal de tensión de red que se utiliza para el disparo de los semiconductores. Debido a ello, suelen operar con ondas de corriente retrasada respecto a la onda de tensión de red con lo que se necesitan unidades de compensación de potencia reactiva. Este tipo de inversores operan normalmente con un bajo y retrasado factor de potencia, tiene un alto nivel de distorsión armónica en su señal de salida, y presenta fallos en su conmutación en el momento en que aparece un fallo de red. Pero, por el contrario es bastante más barato que los inversores autoconmutados de alta frecuencia. Estos inversores están dejando de ser utilizados, siendo sustituidos por inversores basados en dispositivos autoconmutables, habitualmente IGBTs con un control PWM controlado en corriente.

8.2. Funcionamiento de los Inversores y Principios de Operación. El diagrama de bloques genérico de un inversor está representado en la figura 8.1 incluyendo la fuente dc, en nuestro caso, el sistema fotovoltaico, y la carga ac. El inversor está compuesto por tres elementos básicos [2]: un circuito de interruptores, etapas de acondicionamiento de potencia, y un sistema de control.

Carga a.c

Fuente d.c

Control Monitorización Figura 8.1 Diagrama de bloques de un inversor genérico. [1]

El circuito de interruptores es el encargado de realizar la conversión dc/ac propiamente dicha. Está formado por un conjunto de interruptores, construidos con semiconductores de potencia, que trabajan en conmutación siguiendo un patrón dirigido por el sistema de control del inversor. En la actualidad, los semiconductores de potencia de tecnología MOS, tales como los MOSFETs o los IGBTs son los más utilizados, no existiendo ya prácticamente los basados en tecnología bipolar (tiristores, transistores, etc). Las etapas de acondicionamiento de potencia se encargan de modificar las características de la potencia eléctrica (tensión, corriente, frecuencia, etc.) en diferentes etapas del proceso de conversión dc/ac. Por ejemplo, la tensión continua de entrada suele pasar por filtros, o convertidores dc/dc para modificar su valor, antes de ser aplicada al circuito de interruptores. Además, como la tensión alterna generada por este último circuito tiene, por lo general, unas características diferentes de las que necesita la carga, a la salida del inversor podemos encontrar otras etapas de acondicionamiento de potencia. El sistema de control del inversor supervisa y regula el proceso de conversión de potencia. Para llevar a cabo estas tareas, el sistema debe encargarse de dos funciones básicas. La primera es ordenar la apertura y cierre de los interruptores de acuerdo con la estrategia de conmutación elegida para sintetizar 131


BLOQUE II – Capítulo 8: Inversores en Instalaciones Fotovoltaicas

la forma de onda. La segunda es asegurar que la onda sintetizada tenga las características de tensión, frecuencia, etc., requeridas por la carga. Esta tarea implica la medición de los parámetros que se desean controlar (tensión, corriente, frecuencia, desfase, potencia, etc.), compararlos con los deseados, y ejecutar las acciones correctoras oportunas, por ejemplo, actuando sobre la conmutación de los interruptores. Es importante remarcar que los inversores de sistemas FV autónomos son diferentes a los inversores de sistemas FV conectados a red, y por lo tanto, no se pueden usar en instalaciones distintas de aquellas para las cuales ha sido diseñado. En el caso de los módulos fotovoltaicos, no ocurre esto, ya que son los mismos para ambos tipos de sistemas.

8.3. Circuitos de Potencia. La configuración del circuito de potencia o disposición de los semiconductores utilizados, junto con la fuente de corriente continua (módulo fotovoltaico) o tensión continua (baterías) conectada en su entrada y la conexión en alterna a la salida, ya sea una carga determinada (sistemas aislados) o la red eléctrica, puede realizarse mediante múltiples tipos de configuraciones siendo la denominada configuración en puente, ya sea monofásico (para pequeñas potencias) o trifásico (para medias y grandes potencias), la más utilizada. El funcionamiento del inversor basado en puentes de interruptores de semiconductores de potencia con un ciclo controlado de apertura y cierre, generan ondas de pulsos variables (cuantos más pulsos menor distorsión armónica y mayor proximidad a la onda pura senoidal). A continuación se muestra las distintas configuraciones del circuito de potencia en las que se puede basar un inversor fotovoltaico [1, 2, 3, 4, 11, 13]. 8.3.1. Inversor en Medio Puente. En esta configuración, un extremo de la carga está conectado permanentemente al punto medio de la batería o fuente de dc. El otro extremo se conecta alternativamente a los polos positivo y negativo mediante semiconductores de potencia. En el caso de la figura 8.2 se ha optado por transistores.

Figura 8.2 Funcionamiento de un inversor en medio puente.

Durante los semiperíodos en que Q1 está excitado y saturado, la tensión en el extremo derecho de la carga es +VS/2 respecto de la toma media de la batería, salvo caídas de tensión despreciables en el semiconductor. Durante los semiperíodos en que se excita Q2, la tensión en dicho extremo de la carga es -VS/2. La tensión resultante en la carga es una onda cuadrada de amplitud VS/2, como se puede observar en la figura 8.3. La tensión que deben soportar los semiconductores es igual a la tensión de la batería o fuente de dc más las sobretensiones que se produzcan en los circuitos prácticos.

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Figura 8.3 Señales aplicadas a los transistores y formas de onda en la salida del inversor en medio puente.

Esta configuración es más adecuada para tensiones altas de la fuente dc que la configuración con transformador de toma media, pero tiene el inconveniente de que la tensión en la carga es sólo la mitad de la que hay en la batería. 8.3.2. Inversor en Puente Monofásico. Un inversor monofásico en puente, consta de dos ramas semiconductoras conectadas como se especifica en las figura 8.4. En este tipo de circuito se necesita cuatro interruptores semiconductores (En este caso, en particular, se han usado tiristores), a los cuales se han conectado diodos en antiparalelo para conducir la intensidad reactiva. iREACTIVA

i 0(t)

D1

T1 VS

X

T2

Vo

T3

CARGA LC

D3 VS

Y

T4

D2

T1

D1 X

T2

D4

Vo

T3

CARGA LC D2

Instante t 1

Instante t

D3 Y

T4

D4

T3

D3

2

i REACTIVA i 0(t)

T1 VS

D1 X

T2

Vo

T3

CARGA LC T4

D2

Instante t

3

T1

D3 VS

Y

D4

D1 X

T2

Vo

CARGA LC T4

D2

Instante t

Y

D4

4

Figura 8.4 Funcionamiento de un inversor en puente monofásico.

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BLOQUE II – Capítulo 8: Inversores en Instalaciones Fotovoltaicas

Manteniendo excitados T1 y T4 (instante t1), el extremo X de la carga queda conectado al polo positivo de la batería y el extremo Y al polo negativo, quedando la carga sometida a la tensión VS de la batería. Bloqueando T1 y T4 y excitando T2 y T3 (instante t3), la tensión en la carga se invierte. Haciendo esto de forma alternativa, la carga queda sometida a una tensión alterna cuadrada de amplitud igual a la tensión de la batería VS (ver figura 8.5), lo cual supone una ventaja con respecto al inversor con

batería de toma media. En contrapartida, aquí se necesitan el doble semiconductores que en dicha configuración.

Estado de los transistores 180º

360º

ON

OFF

ON

OFF

Q1 Q4

OFF

ON

OFF

ON

Q2 Q3

VY

t

VX

t

VS = V o T1 T4

- Vo

D1 D4

D2 D3

T1 T4 T2 T3

D1 D4

D2 D3

I0

t

T2 T3

Figura 8.5 Señales de salida en el inversor en puente monofásico.

En la figura 8.5 se muestran los períodos de conducción, la forma de onda en la carga y los elementos que atraviesa la corriente en cada intervalo de tiempo. Para el instante t2 la carga tendrá una tensión positiva en el extremo “Y” y negativa en el “X”, por tanto, ésta se descargará a través de los diodos D2 y D3 cediendo potencia a la batería; en el instante t4 la tensión en la carga es la contraría que en el instante t2 y por tanto conducen los diodos D1 y D4. En ambos intervalos de tiempo se libera la energía reactiva acumulada en la carga durante los instantes t1 y t3 respectivamente. Posteriormente, mediante el filtrado, se eliminarán las partes de la señal cuadrada no deseada y se obtendrá una señal de salida senoidal. 8.3.3. Inversor en Puente Trifásico. El inversor trifásico es el convertidor que a partir de una fuente continua de entrada obtiene a la salida una señal alterna trifásica (tres señales senosoidales desfasadas 120º entre sí). Este tipo de inversores se utiliza normalmente para sistemas fotovoltaicos con potencias elevadas (normalmente mayores de 10 kW). Este inversor se puede conseguir con una configuración de seis interruptores semiconductores (en este ejemplo se han usado transistores) y seis diodos como se muestra en la figura 8.6.

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PFC: Conceptos de Electrónica Aplicada a Sistemas Fotovoltaicos: Teoría y Simulación Q3

Q1

Q5

Q1 g1

VS

Q5

Q3

a

Q4

c

b Q6

Q2

Q4

Q6

Q2

Figura 8.6 Inversor trifásico en puente.

A los transistores se les aplicara unas señales de control que harán que estén simultáneamente activados (ON) tres de ellos y otros tres estén desactivados (OFF). Las secuencias de activación y desactivación se muestran mediante las señales g1, g2, g3, g4, g5 y g6 de la figura 8.7. 60º

Señales a aplicar en la base de los transistores

Tensiones de salida

120º

180º

240º

300º

360º

g1

t

g2 g3

t t

g4

t

g5

t

g6

t

V ab

t

V bc

t

Vca

t

Figura 8.7 Señales aplicadas a las bases de los transistores y formas de onda en la salida.

Mediante este proceso se obtiene entre los terminales a, b y c del circuito anterior, tres señales alternas cuadradas desfasadas 120º entre sí y que una vez filtradas adecuadamente se convertirán en señales trifásicas senoidales. 8.3.4. Inversores Multinivel. El desarrollo de los inversores multinivel ha proporcionado una nueva topología de convertidor electrónico de potencia muy adecuada en las aplicaciones solares fotovoltaicas. Su aplicación hasta ahora ha estado reservada a sistemas monofásicos de pequeña potencia conectados a red sin requerir transformador de aislamiento. En un futuro también se podría utilizar en grandes centrales fotovoltaicas conectadas a red debido a dividir al máximo la tensión de entrada pero obtener por adicción altas tensiones y por ello altas eficiencias en la conversión. Los inversores de fuente de tensión multinivel ofrecen varias ventajas si se comparan con las topologías convencionales. El concepto se basa en sintetizar una tensión alterna a partir de múltiples tensiones continuas de baja tensión, produciendo señales alternas de alta calidad con baja distorsión armónica dependiendo del número de niveles que se utilicen ya que a mayor número de niveles, mayor

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BLOQUE II – Capítulo 8: Inversores en Instalaciones Fotovoltaicas

es el número de escalones que conforman la señal alterna y también se reducirá de esta manera el filtro requerido, para obtener la señal sinusoidal.

Figura 8.8 Esquema de un inversor de tres niveles en medio puente acoplado mediante diodos. [33]

El inversor de la figura 8.8 es un inversor de tres niveles en medio puente acoplado mediante diodos. La excitación de los transistores S1 y S2 puede crear un voltaje de salida positivo, activando S2 y S3 crea el voltaje cero, y finalmente, la conducción de S3 y S4 crea un voltaje negativo. Cada una de las dos ramas fotovoltaicas está unida a la tierra de la red, para así, reducir las corrientes capacitivas de la tierra. El inversor se puede ampliar a cinco niveles añadiendo más transistores, diodos y ramas FV. Sin embargo, esto requiere que las ramas externas sean puestas con cuidado ya que se cargan de manera diferente que las ramas fotovoltaicas 1 y 2. La necesidad de varias fuentes de tensión continua descubre el gran interés de este tipo de convertidores para su uso en aplicaciones fotovoltaicas, pero como desventaja esta el que se requieren de múltiples transistores, lo cual encarece el convertidor. Estas topologías son muy interesantes para inversores sin transformador de aislamiento ya que se puede conformar la tensión de salida mediante múltiples bajas tensiones en la entrada, pero se debe estudiar el efecto de carga capacitiva que se produce con la estructura y los marcos del campo fotovoltaico y la corriente de perdida a tierra. Este tipo de convertidores se pueden desarrollar mediante múltiples topologías (semi puente, puente completo, cascada, escalonado, acoplado magnéticamente o de condensador flotante) siendo la topología en semi puente acoplada por diodo y la de cascada las más prometedoras.

8.4. Estrategias Básicas de Control 8.4.1. Inversores No Modulados o de Onda Cuadrada. Tal y como se ha indicado en los circuitos de potencia, para obtener una onda cuadrada se hace conmutar los interruptores de forma alternativa. Con este método de control [2] idealmente se evita que conduzcan simultáneamente ambos transistores. En la práctica el tiempo de encendido y apagado de los transistores no son idénticos lo cual, añadido a los retrasos que pueda introducir el propio circuito de control, hace que sea muy probable la aparición de cortocircuitos puntuales de rama, a menos que se introduzca un cierto tiempo muerto tP entre la señal de apagado de un transistor y la de encendido del otro (ver figura 8.9). Normalmente este tiempo muerto es de una duración mucho menor que un periodo y su efecto es despreciable para el análisis del circuito.

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Figura 8.9 Tiempos muertos en las señales de control para el caso de un inversor en medio puente. [2]

Otro de los problemas asociados al control de un medio puente es la necesidad de aislamiento en las señales de gobierno de los transistores. Normalmente, para la obtención de las señales de control se emplea circuitería digital convencional. Una de las técnicas habituales para el gobierno del transistor superior en un medio puente es el empleo de optoacopladores. El diagrama de bloques de este tipo de control se muestra en la figura 8.10. La energía necesaria para la conmutación del transistor superior se obtiene mediante una fuente aislada. El optoacoplador se emplea únicamente para obtener aislamiento respecto al circuito lógico de control.

Figura 8.10 Aislamiento mediante optoacoplador del control de un inversor en medio puente. [2]

La problemática del control de un puente completo es la misma que la de un medio puente. Es preciso introducir tiempos muertos en las señales de control de los transistores de una misma rama para evitar la aparición de cortocircuitos puntuales y el gobierno de los transistores superiores de cada rama requiere aislamiento. Cuando se emplea control con deslizamiento de fase es preciso emplear un circuito que permita ajustar el ángulo de desfase entre los transistores de ambas ramas, tal y como se muestra en la figura 8.11.

Figura 8.11 Control de un puente completo con deslizamiento de fase. [2]

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Las características de un inversor en puente completo se pueden resumir en los siguientes puntos: • La tensión de salida puede tomar tres valores distintos: +VE, -VE y 0. Esta característica incrementa las posibilidades de control en comparación con las topologías descritas anteriormente. • Permite el control de la amplitud de salida. Modificando el ángulo de deslizamiento se puede ajustar la amplitud del armónico fundamental de la salida y controlar de este modo la potencia de salida. • Permite reducir el contenido armónico en la salida. El empleo de intervalos con tensión de salida nula permite obtener formas de onda más próximas a una sinusoide. 8.4.2. Inversores Modulados. Los inversores no modulados o de onda cuadrada, aunque son muy sencillos de implementar tienen un gran número de desventajas: • La tensión obtenida presenta una distorsión elevada. • Necesitan filtros voluminosos. Estos inconvenientes limitan la utilización de los inversores no modulados, ya que una señal no modulada presenta armónicos muy próximos a la fundamental, por lo que requiere filtros con frecuencias de corte muy bajas y pueden atenuar no sólo a los armónicos, sino también al fundamental. Para evitar el problema anterior sería muy interesante obtener una señal donde los armónicos y la fundamental estuvieran muy separados. Esto se puede conseguir con el control por modulación PWM [1, 3, 4]. Además, este tipo de control de los inversores posibilita mantener constante el valor eficaz de la tensión de salida frente a las variaciones de la tensión de entrada y de la corriente de la carga, o incluso poder variar la tensión de salida entre unos márgenes más o menos amplios. Las técnicas de modulación más utilizadas son: 1. Modulación en anchura de varios pulsos por semiperíodo. 2. Modulación senoidal. 3. Modulación en modo de control de la corriente (Por banda de histéresis). En los siguientes apartados se describen básicamente este tipo de modulaciones. 8.4.2.1. Modulación en anchura de varios pulsos por semiperíodo. Este método consiste en hacer que en cada semiperíodo haya un número entero de impulsos a la salida, los cuales están modulados en anchura.

Figura 8.12 Modulación por varios pulsos por semiperiodo. [1]

A medida que aumentamos el número de pulsos por ciclo, cobran mayor importancia en amplitud los armónicos de frecuencias superiores, por lo que resulta mucho más fácil el filtrado posterior de la señal y obtener una onda senoidal lo más perfecta posible. 8.4.2.2. Modulación senoidal. En este tipo de modulación, en lugar de mantener igual la anchura de todos los pulsos como en el caso anterior, se varían en proporción a la amplitud de una onda senoidal; de esta forma el factor de distorsión y los armónicos de orden más bajos son reducidos significativamente. 138


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Figura 8.13 Modulación senoidal. [1]

8.4.2.3. Modulación en modo de control de corriente (Por banda de histéresis). En este tipo de modulación, no están preestablecidas las anchuras de los pulsos. Lo que se hace, es comparar la señal de salida con una señal consigna o de referencia, de tal forma que esta señal de salida no se aleje más de lo deseado de la señal consigna (Banda de histéresis). Por lo tanto el número de pulsos y la anchura de los mismos dependerán de las variaciones de la señal de entrada. Este tipo de modulaciones es la que necesita menos filtrado para conseguir una señal senoidal.

Figura 8.14 Control por banda de histéresis. [1]

8.5. Configuraciones de Potencia Según el tipo de transformador empleado, se pueden clasificar los inversores en dos tipos: los inversores pueden incluir un transformador, que es el caso más frecuente, o no incluir ninguno. En el caso de que lo incluyan, éste puede ser de baja frecuencia o bien de alta frecuencia. 8.5.1. Inversores con Transformador. 8.5.1.1. Inversor con transformador de baja frecuencia. En el inversor básico de la figura 8.4, la amplitud de la señal cuadrada sintetizada a la salida del puente es igual a la tensión de batería. En general, como esta última suele ser inferior a los 110 ó 220 Vac requeridos por las cargas, el siguiente paso en la construcción del inversor es intercalar un transformador [1, 2, 13, 37] entre la salida del puente y la carga para elevar la tensión. El resultado es un inversor rudimentario de onda cuadrada cuyo diagrama de bloques está representado en la figura 8.15.

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BLOQUE II – Capítulo 8: Inversores en Instalaciones Fotovoltaicas

Figura 8.15 Diagrama de bloques de un inversor de onda cuadrada para SFA. [2]

El inconveniente principal de este inversor es que la amplitud de la onda cuadrada es proporcional a tensión de la batería (suponiendo que la relación de espiras del transformador permanece constante). Por ejemplo, si en un sistema fotovoltaico autónomo suponemos que la tensión de la batería puede variar entre 10,8 V (batería descargada) y 14,4 V (batería cargada), y que el inversor está diseñado para que la amplitud de la onda cuadrada sea de 220 V cuando VS=12 V (relación de espiras del transformador igual a 220V/12V=18,33), la amplitud de la onda puede variar entre 198 V (VS=10,8 V) y 264 V (VS=14,4 V). Por lo tanto, una de las funciones básicas del inversor es asegurar que la tensión de salida permanece aproximadamente constante frente a variaciones de la tensión de entrada. Esta característica del inversor se denomina regulación y suele especificarse como una variación porcentual sobre la tensión nominal, por ejemplo, 220 V ± 5%. Los inversores con transformadores de baja frecuencia (Low Frequency - LF) en los sistemas fotovoltaicos conectados a la red tienen dos funciones principalmente: • Asegurar la separación galvánica entre la parte dc de la instalación fotovoltaica y la red eléctrica ac. • Adaptar los niveles de tensión de la salida del inversor a los de la red eléctrica convencional.

Figura 8.16 Ejemplo de un inversor monofásico autoconmutado con transformador de baja frecuencia del mercado. Inversor TCG 3000. [37]

El uso de transformadores de baja frecuencia en los inversores de SFCR incluye filtros adicionales como los de la figura 8.16, asegura la no presencia de componente continua en la red eléctrica, además de mejorar la protección y seguridad de la instalación fotovoltaica, siendo el uso de estos transformadores obligatorio por ley en algunos países. También esto asegura que ninguna corriente directa (que puede saturar el sistema) sea introducida en la red. Sin embargo el uso de estos transformadores aumenta el costo (hasta un 15%) y el peso de los inversores y sobre todo baja la eficiencia de los mismos, obteniéndose una eficiencia típica del 92 %. 8.5.1.2. Inversor con transformador de alta frecuencia.

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Un enfoque diferente para la conversión dc/ac lo constituyen los inversores que utilizan transformadores de alta frecuencia. En la figura 8.17 se representa un diagrama típico de este tipo de inversores. Para ilustrar el proceso de conversión, se han indicado las características de la potencia eléctrica en cada una de las etapas de un supuesto inversor que genera una tensión alterna de 220 Vac / 50 Hz a partir de un banco de baterías cuya tensión nominal es 12 Vdc. La primera etapa es un puente que genera una tensión alterna de alta frecuencia, típicamente >10 kHz, que es elevada por un transformador y rectificada posteriormente para obtener de nuevo una tensión continua (el conjunto se comporta como un convertidor dc/dc). La etapa final es otro puente que se encarga de sintetizar la tensión alterna de salida a partir de la alta tensión continua generada. Este tipo de inversores se puede usar indistintamente para sintetizar una onda cuadrada modificada o una sinusoidal, es decir, para sistemas fotovoltaicos autónomos o conectados a red.

Figura 8.17 Diagrama de bloques de un inversor con transformador de alta frecuencia. [2]

Para el ejemplo anterior, sólo habría que conmutar alguno de los puentes de acuerdo a la técnica de control elegida y añadir un filtro de salida en el caso de un inversor sinusoidal. Frente a los inversores que utilizan un transformador de baja frecuencia, este tipo de inversores tiene la ventaja de su menor tamaño y peso (lo que reduce también su coste), debido a que los transformadores que se utilizan, construidos con ferrita, son pequeños y ligeros. Por contra, las etapas adicionales de conversión de potencia aumentan la complejidad del inversor, y la ausencia de un transformador en la salida reduce la protección del puente de semiconductores frente a variaciones bruscas de la carga.

Figura 8.18 ejemplo de un inversor monofásico autoconmutado con transformador de alta frecuencia del mercado. Inversor SI-3000. [37]

8.2. Inversores sin transformadores. En todas las topologías anteriores se ha considerado que la tensión de la fuente dc es inferior a la necesaria para generar la tensión alterna y que es necesario el uso de un transformador para elevar la tensión. Este es el caso habitual en sistemas autónomos individuales con baterías en los que la tensión nominal no suele superar los 48Vdc. Sin embargo, puede haber aplicaciones en las que el transformador

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no sea necesario, por ejemplo, en los sistemas de bombeo, en los que el inversor está directamente acoplado al generador FV. Las elevadas tensiones de operación de estos inversores, a veces superiores a los 600 Vdc, se consiguen configurando el generador FV con los módulos en serie necesarios. La eliminación del transformador tiene efectos beneficiosos sobre el inversor, como la mejora de la eficiencia de aproximadamente el 2% o la reducción de volumen y peso. Sin embargo, no hay que olvidar que también se eliminan ventajas, como por ejemplo, el aislamiento galvánico. Además, estos inversores obligan a usar otros tipos de sistemas de protección a personas en la parte de corriente continua del sistema fotovoltaico.

8.6. Inversores Fotovoltaicos Autónomos. Ya se ha visto anteriormente que en plantas fotovoltaicas aisladas de la red eléctrica, el sistema debe de poder funcionar autónomamente. Para ello deberá disponer de un medio de almacenamiento que normalmente es una batería y el inversor deberá poder conseguir una tensión de salida adecuada a las cargas existentes en la planta. Evidentemente, el inversor será monofásico o trifásico dependiendo de las cargas que se prevean conectar a él.

Figura 8.19. Diagrama de principio de funcionamiento de una planta fotovoltaica autónoma. [14]

Normalmente los inversores fotovoltaicos autónomos incorporan también un regulador de carga, de modo que desconectan el consumo a determinados niveles de estado de carga del sistema de baterías (normalmente la detección del estado de carga se realiza mediante la medida de la tensión de batería). No obstante en el sistema fotovoltaico es necesario incluir un regulador de carga adicional para evitar la sobrecarga de las baterías. También suelen incorporar un sistema de monitorización interno y un visualizador en el que indican los diferentes parámetros de operación del sistema (contador de amperioshora, tensión de batería, estado de carga, consumos, etc.). Es necesario que el equipo opere el mayor tiempo posible sin sobrecalentamientos ni averías, y en cualquier caso disponer de materiales de repuesto y una vía de mantenimiento y reparación asegurada en caso necesario. Relacionado con la fiabilidad es necesario también comprobar el tipo de caja y su grado de protección a la intemperie. La penetración de suciedad, insectos, humedades, corrosión, etc.... disminuyen considerablemente su tiempo de vida. La frecuencia de la corriente alterna en Europa es de 50 ciclos (50Hz) normalmente. 8.6.1. Formas de Onda. La conversión de corriente continua en alterna puede realizarse de diversas formas. La mejor manera depende de cuánto ha de parecerse a la onda senoidal ideal para realizar un funcionamiento adecuado de la carga de corriente alterna. Las formas de onda de los inversores autónomos normalmente son de tres tipos [11, 13, 40]: onda cuadrada, onda cuasi-cuadrada y senoidal.

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Inversores de onda cuadrada: Se basan en un simple "chopeado" de la potencia dc de entrada, con muy poca modulación o filtrado. La onda resultante tiene un gran contenido en armónicos no deseados, representada en la figura 8.20. La distorsión armónica total (THD) es bastante elevada, en torno al 40%, y su rendimiento está en torno al 50-60%. Su regulación de voltaje también es muy baja. Producen demasiados armónicos que generan interferencias (ruidos) y perdidas de potencia. Los inversores de onda cuadrada son más baratos, pero normalmente son también los menos eficientes. Si se desea corriente alterna únicamente para alimentar aparatos eléctricos con pequeñas cargas inductivas o resistivas, se puede utilizar este tipo de inversor.

Figura 8.20. Diferentes formas de onda en corriente alterna (50 Hz): (a) senoidal, (b) cuasi-cuadrada y (c) cuadrada. [32]

Inversores de onda cuasi-cuadrada: son más sofisticados y caros, y utilizan técnicas de modulación de ancho de impulso (PWM). El ancho de la onda es modificada para acercarla lo más posible a una onda senoidal. La salida no es todavía una auténtica onda senoidal, pero está bastante próxima. El contenido de armónicos es menor que en la onda cuadrada, un 30% aproximadamente y su rendimiento es mayor del 90%. Son los que mejor relación calidad/precio ofrecen para la conexión de iluminación, electrodomésticos más habituales, incluyendo ordenadores y equipos musicales.

Figura 8.21 Formas de onda de la tensión y de la corriente para el caso experimental de una televisión en color alimentada por (a) la red eléctrica, (b) un inversor de onda cuasi-cuadrada. [13]

Inversores de onda senoidal: con una electrónica más elaborada se puede conseguir una onda senoidal pura. Últimamente se han desarrollado nuevos inversores senoidales con un rendimiento del 90% o más, dependiendo de la potencia. La incorporación de microprocesadores de última generación permite aumentar las prestaciones de los inversores, sin embargo, su coste es mayor que el de los inversores menos sofisticados. En general son la mejor opción para la alimentación de cargas ac, no presentando ningún problema en relación con la THD o estabilidad de la tensión.

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Figura 8.22 Distintas formas de onda AC con su correspondiente contenido en armónicos a la salida de un inversor. [40]

Puesto que sólo los motores de inducción y los más sofisticados aparatos o cargas requieren una forma de onda senoidal pura, normalmente es preferible utilizar inversores menos caros y más eficientes. Los inversores senoidales predominan en las instalaciones fotovoltaicas, relegando a aplicaciones muy especiales los inversores de ondas cuadradas o modificadas. En el dimensionado de un inversor autónomo es necesario considerar por un lado la potencia eléctrica que el inversor puede suministrar durante su funcionamiento normal de forma continua. También es necesario considerar la potencia de arranque y el factor de potencia que impone la carga conectada. 8.6.2. Otros Requerimientos de los Inversores Autónomos. En los casos de sobrecarga debido a una sobretensión en el campo, la mayoría de los inversores se adaptan limitando la corriente absorbida. Respecto a las sobrecargas puntuales, por ejemplo en inversores autoconmutados con IGBT, pueden soportar sobrecargas del orden del 120% durante algunos minutos (sobre 5 minutos), y del 150% durante algunos segundos (sobre 10). Si por el contrario la sobrecarga es debida a un incremento superior al 150%, en la demanda de la carga o a un cortocircuito, el inversor deberá protegerse rápidamente mediante fusibles. En el momento en que en un sistema fotovoltaico, la tensión continua de la entrada varía, la corriente de carga a la salida, y consecuentemente la caída de tensión en conducción en el semiconductor de potencia también va a variar. Esto significa que la amplitud de la señal de salida no va a ser constante. Por esta causa y de cara a mantener la tensión de salida en un valor constante, se deberá cambiar la señal de modulación del ancho de los pulsos (PWM) haciendo que los pulsos sean más anchos y viceversa. 8.6.3. Características Generales de los Inversores Autónomos. Deben tener las siguientes funciones y características [5]: • Entregar la potencia nominal de forma continuada, en el rango de temperatura ambiente especificado por el fabricante y arrancar y operar con todas las cargas de la instalación, incluidas aquellas que tengan corriente de arranque, sin interferir en su correcta operación ni en el resto de cargas. • El autoconsumo del inversor sin carga debe ser menor o igual al 2% de la potencia nominal de salida. Es recomendable que tenga un sistema de espera (stand-by) para reducir las pérdidas en vacío (sin carga). • Estarán protegidos frente a las siguientes situaciones: − Tensión de entrada fuera del margen de operación. 144


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− Desconexión del acumulador. − Cortocircuito en la salida de corriente alterna. − Sobrecargas que excedan la duración y límites permitidos. • Si el inversor está conectado directamente a la batería de acumuladores tiene que asegurar la protección frente a sobrecargas y sobredescargas.

8.7. Inversores Fotovoltaicos conectados a Red. Los inversores fotovoltaicos para conexión a la red eléctrica se caracterizan por operar conectados directamente al generador fotovoltaico, transformar la corriente dc en corriente ac e inyectar la potencia a red. Para optimizar el grado de aprovechamiento del generador FV deben seguir el punto de máxima potencia mediante el seguidor del punto de máxima potencia (MPPT). Además deben trabajar con el máximo rendimiento, generando energía con una determinada calidad y también cumplir determinadas normas de seguridad (para personas, equipos y la red eléctrica).

Generador FV

Interfaz Red

Control de: − Seguidor MPP − Modulación PWM − Protección Islanding y Sobrecarga − Interfaz de Mediciones − Sincronización con la Red − Monitorización

RED

Carga Local

Figura 8.23 Diagrama de bloques de un inversor fotovoltaico conectado a red.

Sin embargo, el equipo que en un SFCR se denomina inversor es el encargado de realizar las funciones del diagrama de la figura 8.23. Para un buen funcionamiento del inversor, éste ha de tener una serie de características de operación [1]: • Baja distorsión armónica total. • Elevado factor de potencia. • Bajas interferencias electromagnéticas. • Rendimiento elevado. • Bajo consumo. • Protección contra sobretensiones. • Aislamiento galvánico o dispositivo similar. • No funcionamiento en isla. • Conexión / Desconexión automática. 8.7.1. Requerimientos de los Inversores Conectados a Red. Para la compañía eléctrica la seguridad y la calidad de la potencia son los puntos más importantes. A continuación se detallan los requerimientos normalmente exigidos por inversores de conexión a red [11]: • El sistema fotovoltaico parte como un componente de la red eléctrica. • El inversor debe cumplir las especificaciones de la red eléctrica. 145


BLOQUE II – Capítulo 8: Inversores en Instalaciones Fotovoltaicas

• La seguridad de los operadores debe tenerse siempre en cuenta (pueden existir partes activas desconocidas). • Los sistemas fotovoltaicos no deberán entregar energía a una línea sin protecciones • La desconexión del inversor debe ser automática en cuando aparezca un fallo. • Deberá existir un punto de fácil desconexión (interruptor frontera) que sea accesible a los empleados de la compañía eléctrica. • Los inversores deberán operar con factor de potencia unidad. • Se deberá efectuar aislamiento eléctrico entre el campo fotovoltaico y la red. El inversor fotovoltaico debe de operar dentro de unos márgenes de tensión y frecuencia de salida, así como no afectar la distorsión armónica de la onda de tensión de la red [40]. La distorsión armónica de la onda de corriente inyectada a la red, ha de cumplir con la normativa vigente que requiere una distorsión armónica de la onda de corriente 5% para una distorsión armónica de la onda de tensión 2%. La normativa no especifica el nivel de potencia ac para la que esta condición ha de cumplirse. Habitualmente la distorsión armónica total de la onda de corriente aumenta cuando disminuye la potencia de operación, figura 8.24.

Figura 8.24 Distorsión armónica total, THD, de la onda de corriente frente a la potencia AC normalizada de un inversor fotovoltaico de conexión a red. [11]

También acostumbra a ser un requerimiento de la normativa el que los inversores de conexión a red dispongan de aislamiento galvánico (o equivalente) entre la red y la instalación fotovoltaica. Este aislamiento galvánico puede ser mediante transformadores. El aislamiento galvánico dc/ac tienen una influencia significativa no sólo en el rendimiento de los inversores, sino también en su peso (más pesados los inversores de LF que de HF), facilidad de instalación, e incluso en las medidas de seguridad de la instalación. Los inversores con transformador de baja frecuencia pueden alcanzar un rendimiento típico máximo del 92%, mientras que los que utilizan aislamiento en alta frecuencia pueden llegar al 94%. La omisión de transformador puede incrementar el rendimiento en un 2%, siendo un caso que no es aceptado en general por las normativas locales. Otro de los aspectos importantes es la prevención del fenómeno de funcionamiento en modo isla (Islanding) [1, 40]. Por temas de seguridad, se trata de evitar que si la compañía eléctrica desconecta un tramo local de la red eléctrica donde esté operando un inversor fotovoltaico (por ejemplo para realizar labores de mantenimiento), éste se desconecte automáticamente antes de un número determinado de ciclos de red. Teóricamente este fenómeno puede ocurrir cuando una vez desconectado un tramo de red, el consumo de las viviendas en ese tramo sea exactamente igual (en potencias activas, reactivas y aparentes) a la potencia entregada por el inversor. Aunque la posibilidad real de que esto suceda es muy baja, los inversores deben incorporar métodos para detectar la desconexión de la red eléctrica “aguas abajo”, uno de los modos consiste en la monitorización continuada de la impedancia de red mediante la emisión de un pulso en la onda de corriente, ver figura 8.25. Este modo puede provocar fallos de 146


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operación en el caso de muchos inversores con este sistema operando en paralelo por interferencias entre ellos.

Figura 8.25 Medida de la impedancia de la red eléctrica de un inversor de conexión a red para detectar una posible falta de red y evitar el funcionamiento en modo isla. [11]

El inversor ha de tener, también, la capacidad de reconectarse automáticamente, una vez que las causas que hayan provocado su desconexión hayan desaparecido. La mayor parte de las protecciones de los sistemas fotovoltaicos van incorporadas en el propio inversor. Estas se refieren a la conexión a red (prevención de funcionamiento en modo isla mediante monitorización de la impedancia de la red, ENS, y control de la respuesta ante variaciones de tensión y frecuencia de la misma), a la calidad de la energía suministrada (regulación de tensión, inyección de corriente con bajo contenido en armónicos y nula inyección de componente dc), y finalmente a las perturbaciones electromagnéticas, en las condiciones estándares de medida. 8.7.2. Tipos de inversores. Los inversores se pueden clasificar atendiendo a diferentes criterios, como el número de inversores por generador, dependiendo del uso del transformador, según su tamaño, según el número de fases, etc. Una clasificación típica de los inversores, atendiendo al número de inversores por generador fotovoltaico y a la conexión del inversor al generador (ver figura 8.26), los divide en [1, 14, 24, 25, 30, 33]: • Inversores centrales • Inversores de cadena. • Inversores multicadena. • Inversores integrados en los módulos. 8.7.2.1. Inversor central. El generador fotovoltaico está conectado a un único inversor. Se utilizan en instalaciones de mucha potencia (10kW…1MW) en las que el generador fotovoltaico está formado por muchas ramas en paralelo de módulos conectados en serie.

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BLOQUE II – Capítulo 8: Inversores en Instalaciones Fotovoltaicas

Figura 8.26 Topología de inversores en SFCR: (a) inversor central. (b) inversor de rama o cadena. (c) inversor multicadena. (d) inversores integrados en los módulos ó módulos AC. [33]

Este tipo de inversor (figura 8.26 a) permite la generación de potencias elevadas con buen rendimiento y costes reducidos al disponer de una instalación centralizada con protecciones únicas. Tiene el inconveniente de limitar la fiabilidad del sistema fotovoltaico al depender de un único inversor que, si se avería, produce la parada de toda la instalación. Además, es necesario disponer de diodos de bloqueo o fusibles de protección en cada rama para evitar los efectos de las corrientes inversas que se puedan producir. 8.7.2.2. Inversor de cadena (String Inverter). En un generador fotovoltaico formado por varias ramas de módulos conectados en serie se dispone un inversor en cada rama. Reciben el nombre de inversores de cadena (ver figura 8.26 b) porque tienen en su entrada una sola rama o cadena de módulos fotovoltaicos conectados en serie. Son inversores con potencias nominales que van de 1 a 10 kW aproximadamente. Tienen un rendimiento mayor que los inversores centrales, puesto que el seguidor MPP de cada inversor sigue la característica de una única rama de módulos, aunque es necesario que todos los módulos de la rama tengan las mismas condiciones de trabajo. Incluso, permiten que diferentes ramas puedan tener condiciones de insolación distintas, como ocurre cuando se instalan módulos fotovoltaicos en fachadas que tienen diferentes orientaciones. Además, eliminan la necesidad de instalar diodos de bloqueo con el consiguiente aumento del rendimiento de la instalación. La composición modular permite aislar una rama en caso de avería, dejando al resto de ramas funcionando. También facilita la fabricación de grandes series con el consiguiente abaratamiento del inversor. 8.7.2.3. Inversor multicadena. Son inversores que permiten la conexión de varias ramas de módulos, cada una con su propio seguidor MPP, aunque disponen de una única etapa inversora. Se fabrican para potencias en el rango de 3 a 10 kW.

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Son una solución económica que se utiliza para instalaciones en las que hay ramas de módulos con diferentes condiciones de trabajo (distinta orientación, diferentes tolerancias de producción, sombreados, diferentes cantidades de módulos por rama, etc.). La mayoría de este tipo de inversores (figura 8.26 c) dispone de conexión para dos o tres ramas con su propio seguidor MPP.

Figura 8.27 Topología de la electrónica de potencia de un inversor multi-string. Inversor SMA Sunny Boy 5000TL. Potencia máxima por rama equivalente a 2200W a 125 750V. [33]

El inversor disponible en el mercado de la figura 8.27 está diseñado para tres ramas fotovoltaicas, cada una de 2200W a 125 750V, y cada una con su propio MPPT. Los circuitos de interfaz de las ramas FV son convertidores Boost estándar, ya que son beneficiosos porque la forma de onda de la intensidad en alta frecuencia en los terminales de entrada de los convertidores es fácilmente filtrable por un condensador. El inversor dc/ac conectado a red funciona como fuente de tensión de dos niveles. Cuando esto está conectado, es obvio que las ramas FV no pueden estar unidas a tierra en el sistema. 8.7.2.4. Inversor integrado en el módulo. Son inversores que van directamente instalados en el módulo fotovoltaico, denominándose módulos ac. Habitualmente se utilizan en sistemas fotovoltaicos con poca potencia, desde 50 a 500W (ver figura 8.26 d). Al realizarse la conversión de corriente continua en corriente alterna en el mismo módulo, toda la instalación se realiza en corriente alterna y no hay cableado en corriente continua. En sistemas fotovoltaicos con varios módulos, los sombreados sobre un módulo no afectan al resto y si se produce una avería en el inversor, el resto de módulos puede continuar con su producción de energía. El inversor se adapta a las características de potencia y tensión del propio módulo y va integrado en la caja de conexiones del mismo, siendo una ventaja desde el punto de vista del rendimiento, pero un inconveniente si se produce una avería importante en el inversor y solo puede cambiarse junto con el módulo. 8.7.3. Características Generales de los Inversores Conectados a Red. Deben tener las siguientes funciones y características [5]: •

Seguimiento del punto de máxima potencia del generador fotovoltaico. El inversor tiene que llevar un seguidor MPP.

Sistema de vigilancia y desconexión de red. Si el tramo de la red de distribución eléctrica a la que está conectado el inversor queda fuera de servicio, por ejemplo, para la 149


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realización de tareas de mantenimiento o por una avería, el inversor debe desconectarse automáticamente de la red para evitar el funcionamiento en modo isla. •

Estarán protegidos frente a las siguientes situaciones: − Cortocircuitos en alterna. − Tensión de red fuera de rango. − Frecuencia de red fuera de rango. − Sobretensiones, mediantes varistores o dispositivos similares. − Perturbaciones presentes en la red como pulsos, defectos de ciclos, ausencia y retorno de red, etc.

El autoconsumo del inversor en modo nocturno debe ser inferior al 0.5% de su potencia nominal.

Cuando la potencia proporcionada por el generador fotovoltaico sea menor que la necesaria para el autoconsumo del inversor, este se debe poner en modo de espera (stand-by).

El inversor debe entregar potencia a la red de forma continuada en condiciones de irradiancia solar superiores en un 10% a las condiciones estándares de medida (CEM). Debe soportar picos de irradiancia de un 30% superior a las condiciones CEM durante periodos de hasta 10 segundos.

8.8. Rendimiento del Inversor. El rendimiento de un inversor es un parámetro de merito que indica la fracción de la potencia entregada por el sistema fotovoltaico que se convierte en potencia útil en la carga. La eficiencia de todos los inversores se ve afectada no solo por las pérdidas producidas en la conmutación, sino también por las pérdidas debidas a elementos pasivos, como son los transformadores, filtros, bancos de condensadores, etc. 8.8.1. Rendimiento de Inversores Fotovoltaicos Autónomos. Los inversores no son intrínsecamente eficientes y conseguir que los rendimientos de los inversores alcancen los niveles actuales ha sido posible gracias al desarrollo tecnológico de las últimas décadas. El rendimiento de conversión dc/ac en inversores autónomos depende del tipo de carga (resistiva, capacitiva o inductiva) a ellos conectada, en concreto se puede establecer una dependencia del rendimiento en función del factor de potencia. El rendimiento no es constante en todo el rango de potencia de operación, si no que varía dependiendo de la potencia generada siendo muy bajo a muy bajas potencias y aumentando progresivamente a medida que aumenta la potencia. La curva de rendimiento frente a la potencia de salida es el mejor modo de ver como se comportará el inversor en una gran variedad de situaciones. Es importante hacer notar que la curva de rendimiento cae rápidamente para pequeñas potencias [40].

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Figura 8.28 Forma típica del rendimiento de un inversor autónomo en función del factor de potencia: (1) Cos fi 0,99; (2) Cos fi 0,85; (3) Cos fi 0,70; (4) Cos fi 0,55; (5) Cos fi 0,40; (6) Cos fi 0,25. [40]

La curva de rendimiento para cagas inductivas, como motores, es diferente que para cargas puramente resistivas. Con Las cargas inductivas la tensión y la corriente no están en fase, aparece el factor de potencia que reduce la potencia activa entregada hasta un 20-30%. 8.8.2. Rendimiento de Inversores Fotovoltaicos Conectados a Red. Al contrario de los inversores autónomos, que habitualmente están conectados a una batería, el seguimiento del punto de máxima potencia del generador fotovoltaico es un aspecto diferenciador entre distintos modelos de inversores conectados a la red eléctrica, siendo su estabilidad y rendimiento los elementos que definen la cantidad de energía inyectada a la red. Es habitual que el rendimiento del MPPT se sitúe en el 97% para potencias superiores al 10% de la potencia nominal, pudiendo llegar al 99% para potencias superiores al 30% de la potencia nominal. Los inversores de los SFCR no tienen una eficiencia constante e independiente de las condiciones de operación. La eficiencia de los inversores será función, principalmente, de la potencia a la que estén trabajando, aunque también dependerá del valor de la tensión de entrada y de la temperatura de trabajo.

Figura 8.29 Curvas de rendimiento frente a potencia AC (normalizada a la potencia nominal) típicas de inversores con transformador de alta frecuencia (HF), de baja frecuencia (LF) y sin transformador para inversores de potencia nominal < 1.5 kW. [40]

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A continuación se describe varios modelos matemáticos de la eficiencia que intentan asociar unos parámetros con las distintas pérdidas de potencia que tienen lugar en el inversor conectado a red [1, 16]. 8.8.2.1. Modelo de Schmidt. El comportamiento del inversor se puede describir por el modelo propuesto por Schmidt. La potencia alterna entregada por el inversor resulta de sumar a la potencia continua que entrega el generador a la entrada del inversor, las pérdidas de potencia del inversor, que a su vez, se pueden dividir en pérdidas en vacío, pérdidas lineales con la corriente y pérdidas cuadráticas con la corriente [38]. Según dicho modelo, la eficiencia instantánea de conversión ecuación:

ηK =

K

viene dada por la siguiente

Psalida Pout = Pentrada Pout + ko + k1 ⋅ Pout + k2 ⋅ Pout 2

Donde: Pentrada es la potencia instantánea disponible a la entrada del inversor (W). Psalida es la potencia instantánea suministrada a la salida del inversor (W). Pnom es la potencia nominal de salida del inversor (W). pout es igual a Psalida / Pnom (adimensional). k0, k1 y k2 Son parámetros característicos de cada inversor. Estos parámetros tienen un significado físico relacionado con las pérdidas que se producen en el proceso de conversión dc/ac. El parámetro k0 representa las pérdidas de autoconsumo en vacío en operación normal normalizadas por Pnom, k1 representa las pérdidas que varían linealmente con la corriente (por ejemplo, caídas de tensión en diodos) y k2 representa las perdidas por efecto Joule, las cuales son proporcionales al cuadrado de la corriente (caídas de tensión en los cables, en el transformador, etc). El interés de esta ecuación matemática radica en que permite caracterizar el comportamiento del inversor con solos tres parámetros adimensionales k0, k1 y k2 que pueden calcularse experimentalmente midiendo la eficiencia del inversor para unos cuantos valores diferentes de la potencia de entrada.

Figura 8.30 Curvas de eficiencia de distintos inversores obtenidas mediante el modelo matemático de Schmidt. [1]

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En la figura 8.30, se muestran las curvas de eficiencia correspondientes a un inversor normal (gráfica B), a un inversor de alta eficiencia (gráfica A) y a un inversor de baja eficiencia (gráfica C). Este modelo calcula la eficiencia del inversor en función de la potencia de salida, por lo tanto, no se puede emplear para modelar el comportamiento del sistema, ya que el dato disponible es la potencia de entrada del inversor y el dato que se desea obtener es la potencia de salida. Sin embargo, trata de una expresión muy útil para la evaluación de los SFCR, donde normalmente el dato monitorizado es la potencia de salida del inversor. 8.8.2.2. Modelo polinomial en función de la potencia de entrada. Para solucionar el problema del modelo propuesto por Schmidt, en las simulaciones por ordenador se utiliza una expresión polinomial [1] de la eficiencia del inversor en función de la potencia de entrada:

Psalida Pentrada − Pperdidas Pin − (b0 + b1 ⋅ Pin + b2 ⋅ Pin 2 ) = = ηb = Pentrada Pentrada Pin Donde: Pin = Pentrada / Pnom (adimensional) b0, b1 y b2 coeficientes de pérdidas característicos del inversor. Los valores de los coeficientes utilizados normalmente son b0 = 0.02 b1 = 0.02 b2 = 0.07. Estos valores se corresponden con los valores medios obtenidos por Schmidt para los coeficientes k a partir de una muestra representativa de inversores existentes en el mercado (k0 = 0.02, k1 = 0.025, k2 = 0.08). 8.8.2.3. Eficiencia europea. El rendimiento energético de un inversor es función de la distribución por potencias de la energía dc que recibe a su entrada y a su vez esta depende de la distribución por irradiancias de la radiación solar incidente (supeditando al clima del lugar, ubicación, sombras, seguimiento y del tamaño relativo del generador). Es habitual definir un valor de rendimiento normalizado, el rendimiento europeo. La eficiencia europea permite comparar el inversor bajo condiciones de insolación europea y pondera los diferentes rangos de carga parcial de acuerdo con su cuota temporal respecto al tiempo total de funcionamiento, propuesto [16] como: EU = 0,03 5% + 0,06 10% + 0,13 20% + 0,1 30% + 0,48 50% + 0,2 100% Donde 5% representa la eficiencia correspondiente trabajando al 5% de la potencia nominal, y así sucesivamente con todas las ponderaciones. Pudiendo simplificarse esta ecuación, quedando: EU = 0,2 10% + 0,6 50% + 0,2 100% EU es un parámetro muy utilizado a la hora de elegir el inversor más adecuado para la instalación y para comparar distintos inversores, para instalaciones con clima Europeo. La motivación de quien propuso este concepto fue el encontrar un método rápido para estimar el rendimiento anual del inversor.

Existe otro rendimiento normalizado llamado rendimiento californiano ( CEC), similar al rendimiento europeo, pero multiplicando otros factores de ponderación y potencia. EU = 0,04 10% + 0,05 20% + 0,12 30% + 0,21 50% + 0,53 75% + 0,05 100% teórico EU CEC

real

95,2% (no disponible)

Tabla 8.I Valores de

EU

y

CEC

94,8% 95,2% teóricos y reales.

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La tabla 8.I muestra el valor del EU facilitado por el fabricante SMA y los valores de EU y CEC calculados a partir de los datos reales medidos de una instalación. Se ha calculado la dependencia del rendimiento europeo y californiano [38] con la tensión de entrada al inversor, VIN (se trata de otro parámetro que influye también en la eficiencia del inversor). A partir de 370V no se han registrado valores de potencias de salida igual a la nominal, debido a que han correspondido a días fríos en los que no ha habido suficiente radiación. En la figura 8.31 se aprecia que, en lo que respecta al rendimiento europeo, a medida que aumenta la tensión de entrada, disminuye progresivamente el valor de eficiencia. Por su parte, para el rendimiento californiano, la eficiencia también disminuye (aunque en menor proporción) para mayores valores de tensión. En el artículo de E. Lorenzo [16] realiza un análisis de la productividad relativa de un sistema FV (YF/YFMAX) en función del tamaño del inversor llegando a la interesante conclusión de que si en vez utilizar el tamaño óptimo PAC=0,7 PMAX,GFV de un generador concreto, se utiliza un inversor de potencia nominal igual a la del generador, la perdida de energía sería inferior al 1,5%. En este sentido, la tendencia detectada últimamente en el mercado de emplear inversores de potencia nominal igual a la del generador no es descabellada.

Figura 8.31 Rendimiento europeo y californiano para distintos valores de tensión de entrada al inversor. [38]

8.9. Dependencia de la Eficiencia de Conversión con la Tensión de Entrada. Anteriormente, se ha demostrado que la eficiencia de conversión eléctrica depende de la zona de potencia donde trabaja el inversor. Sin embargo, existen otros parámetros que influyen también en la eficiencia del inversor. Uno de ellos es la tensión de entrada al inversor (VIN). Dicho parámetro está determinado por el número de módulos fotovoltaicos en serie que forman cada string conectado al inversor. De este modo, cuanto mayor es el número de módulos en cada string, mayor es la tensión a la entrada del inversor. Por lo tanto, como la eficiencia del inversor depende tanto de pO como de VIN, existen diferentes zonas de eficiencias para cada valor y para cada instante. En los últimos años, esta dependencia de la eficiencia con la tensión ha adquirido cierta relevancia y ha suscitado un gran interés. La publicación de diversos artículos en revistas de carácter científico y del sector de la fotovoltaica así lo demuestra. La revista Photon [8, 9] publica cada mes artículos detallados de una gran variedad de inversores, sobre el tema expuesto.

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Figura 8.32 Curvas de eficiencia europea de un inversor para distintos rangos de tensión de entrada en continua. [14]

Del diagrama de la figura 8.32 se desprende que la eficiencia máxima puede dar valores entre el 40 y el 80% de la potencia nominal del inversor, lo que corresponde al rango de potencia en el que el inversor opera durante la mayor parte del tiempo de funcionamiento. Además es necesario evaluar los valores asignados de tensión y frecuencia en la salida y de la tensión a la entrada del inversor. Los valores de tensión y frecuencia a la salida para plantas conectadas a la red de distribución pública los impone la red con tolerancias definidas. En lo referente a la tensión de entrada, deben evaluarse las condiciones extremas de funcionamiento del generador FV para garantizar un empleo seguro y productivo del inversor [14]. Primero, es necesario verificar que la tensión sin carga UOC en la salida de las cadenas a la temperatura mínima prevista (-10 °C) es menor que la tensión máxima que el inversor puede soportar, es decir: UOC MAX

UMAX

(8.1)

En algunos modelos de inversor existe un banco de condensadores a la entrada, de modo que la inserción en el campo FV genera una corriente de arranque de valor igual a la suma de las corrientes de cortocircuito de todas las cadenas conectadas. Esta corriente no debe provocar el disparo de ninguna protección interna (en caso de que exista). Cada inversor se caracteriza por un intervalo de funcionamiento normal de tensiones a la entrada. Dado que la tensión a la salida de los paneles FV es función de la temperatura, es necesario verificar que bajo las condiciones de servicio previstas (de -10 °C a +70 °C) el inversor funciona dentro del rango de tensión declarado por el fabricante. En consecuencia, deben verificarse simultáneamente las inecuaciones (8.2) y (8.3): UMIN

UMPPT, MIN

(8.2)

Es decir, la tensión mínima (a +70 °C) a la potencia máxima correspondiente a la salida de la cadena en condiciones de radiación solar estándar será mayor que la tensión de funcionamiento mínima para el MPPT del inversor; la tensión mínima del MPPT es la tensión que mantiene la lógica de control activa y permite un suministro de potencia adecuado a la red de distribución. Además, debe ser: UMAX

UMPPT, MAX

(8.3)

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Es decir, la tensión mínima (a -10 °C), a la potencia máxima correspondiente a la salida de la cadena en condiciones de radiación solar estándar será menor o igual que la tensión de funcionamiento máxima del MPPT del inversor.

1

2

3

4

5

1 2 3 4 5 Figura 8.33 Diagrama de acoplamiento entre el campo FV y el inversor considerando las tres inecuaciones mencionadas. [14]

Donde: Umin

Umax

Uoc max

UMPPT min UMPPT max UMAX

tensión en el punto de potencia máxima (MPP) del campo FV, en correspondencia con la temperatura de funcionamiento máxima esperada para los módulos FV en el lugar de la instalación. tensión en el punto de potencia máxima (MPP) del campo FV, en correspondencia con la temperatura de funcionamiento mínima esperada para los módulos FV en el lugar de la instalación. tensión sin carga del campo FV, en correspondencia con la temperatura de funcionamiento mínima esperada para los módulos FV en el lugar de la instalación. tensión de entrada mínima admitida por el inversor. tensión de entrada máxima admitida por el inversor. tensión de entrada máxima soportada por el inversor.

Adicionalmente al cumplimiento de las tres condiciones mencionadas referentes a la tensión, es necesario verificar que la intensidad máxima del generador FV funcionando en el punto de potencia máxima (MPP) es menor que la intensidad máxima admitida por el inversor a la entrada.

8.10. Ejemplos de Inversores Fotovoltaicos Comerciales. 8.10.1. Inversor Central de SMA. En este apartado queremos conocer las características de un inversor para una instalación fotovoltaica conectada a la red. Para ello nos fijaremos en la ficha técnica proporcionada por el fabricante. En nuestro caso, escogeremos el modelo Sunny Mini Central 6000A, del fabricante SMA [41].

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Figura 8.34 Inversor Sunny Mini Central 6000A. [41]

Debemos tener en cuenta que en el proceso de diseño de una instalación fotovoltaica, partiremos de la potencia nominal que se desea instalar y dimensionaremos el inversor en función de ella. Se instalará una potencia pico entre un 10 y un 20% superior a dicha potencia nominal, habida cuenta de que la producción real de los módulos nunca (o casi nunca) alcanza dicho valor pico. En función de la potencia y valores de entrada del inversor (corriente y tensión en continua) escogeremos la disposición de los módulos en strings (orientado en rama o cadena). Los inversores centrales SMC de SMA disponen de unos dispositivos de protección contra la polarización inversa (dc), resistencia al cortocircuito (ac), protección diferencial integrada sensible a corriente universal, e incorporan separación galvánica debido a su tipología de transformador; así como la monitorización de toma de tierra y de red. A continuación se presenta las fichas técnicas de los modelos de inversores SMC: Valores de entrada Potencia máx. de DC Tensión máx. de DC Rango de tensión FV, MPPT Corriente máx. de entrada Número de seguidores de MPP Número máx. de strings (en paralelo) Valores de salida Potencia nominal de AC Potencia máx. de AC Corriente máx. de salida Tensión nominal de AC / Rango Frecuencia de red de AC (de ajuste automático) / Rango Factor de potencia (cos ) Conexión de AC Rendimiento Rendimiento máx. Rendimiento europeo Datos generales Dimensiones (ancho x alto x fondo) en mm Peso Rango de temperatura de servicio Emisiones de ruido (típicas) Autoconsumo (nocturno) Topología Sistema de refrigeración Lugar de montaje: interior / a la intemperie (electrónica IP65)

SMC 4600A

SMC 5000A

SMC 6000A

5250 W 600 V 246 V - 480 V 26 A 1 4

5750 W 600 V 246 V - 480 V 26 A 1 4

6300 W 600 V 246 V - 480 V 26 A 1 4

4600 W 5000 W 26 A 220 V - 240 V / 180V - 260V 50 Hz / 60 Hz / ± 4,5 Hz 1 monofásica

5000 W 5500 W 26 A 220 V - 240 V / 180 V - 260 V 50 Hz / 60 Hz / ± 4,5 Hz 1 monofásica

6000 W 6000 W 26 A 220 V - 240 V / 180V - 260V 50 Hz / 60 Hz / ± 4,5 Hz 1 monofásica

96,1 % 95,2 %

96,1 % 95,2 %

96,1 % 95,2 %

468 / 613 / 242

468 / 613 / 242

468 / 613 / 242

62 kg -25 °C ... +60 °C 42 dB(A) < 0,25 W transformador de baja frecuencia OptiCool

62 kg -25 °C ... +60 °C 42 dB(A) < 0,25 W transformador de baja frecuencia OptiCool

63 kg -25 °C ... +60 °C 42 dB(A) < 0,25 W transformador de baja frecuencia OptiCool

/

/

/

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BLOQUE II – Capítulo 8: Inversores en Instalaciones Fotovoltaicas

En la tabla técnica anterior se observa la hoja de características del inversor. Los principales datos de la hoja de características en los que hemos de fijarnos son los siguientes: 1. Potencia máxima del inversor: la potencia máxima de todos los módulos conectados al inversor no puede superar, en el caso del modelo que nos ocupa, los 6300 W. 2. La tensión máxima de continua (tensión de los strings conectados al inversor) no puede superar los 600 V. 3. La corriente máxima de continua (suma de las corrientes de todos los strings conectados en paralelo al inversor) no puede superar los 26 A. 4. El inversor proporciona una frecuencia de 50 Hz, pudiendo adaptarse a la frecuencia de la red en un rango de ± 4.5 Hz alrededor de dicho valor. 5. El rendimiento europeo (una medida del rendimiento que se calcula como media ponderada entre diversas mediciones, y que está certificada por laboratorios europeos homologados) del inversor es del 95.2%. 6. Uno de los parámetros más importantes del inversor es lo que la ficha de SMA denomina “Rango de tensión FV, MPPT”. Este es el rango de tensiones para el cual el inversor es capaz de seguir el punto de máxima potencia. Fuera de ese rango, el inversor sigue trabajando, pero el seguidor del MPP no funciona correctamente y los paneles estarán generando en unas condiciones de bajo rendimiento. La tensión máxima es la que no se puede superar bajo ningún concepto, ya que estropearía el inversor, pero debe tratarse también de que no se salga del rango de seguimiento MPP, teniendo en cuenta las diferentes temperaturas a las que tendrá que trabajar. 7. el inversor proporciona aislamiento galvánico. 8.10.2. Inversor Multi-String de SMA. Ahora se presenta otro inversor del mercado para la conexión a red, del mismo fabricante [41] pero con distinta topología al anterior. El inversor fotovoltaico Sunny Boy Multi-String, en particular los modelos SB 4200TL HC y SB 5000TL HC.

Figura 8.35 Inversor Sunny Boy Multi-String de SMA. [41]

Con los inversores Multi-String de SMA se puede elegir sistemas con diferentes orientaciones de tejado. Cada uno de los Strings dispone de un seguidor propio del punto de máxima potencia, las versiones de HC del Multi-String permiten la aplicación de todas las tecnologías cristalinas actuales. El amplio rango de tensión de entrada y un elevado rango de corriente permiten la conexión de cualquier módulo cristalino disponible actualmente en el mercado. También dispone de libertad de elección del tipo de módulo como un sistema de monitorización integral, así como un elevado coeficiente de rendimiento, de más del 96 %. Estos modelos de inversores de SMA llevan incorporados unos dispositivos de protección contra la polarización inversa (dc), resistencia al cortocircuito (ac), y una protección diferencial integrada sensible a corriente universal; así como la monitorización de toma de tierra y de red.

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A continuación se presentan las especificaciones técnicas de este inversor fotovoltaico: Entrada Potencia máxima de DC Tensión máxima de DC Rango de tensión fotovoltaica, MPPT Corriente máxima de entrada Número de seguidores de MPP Número máximo de Strings (en paralelo) Salida Potencia nominal de AC Potencia máxima de AC Corriente máxima de salida Tensión nominal de AC / Rango Frecuencia de red de AC / Rango Factor de potencia (cos ) Conexión de AC Rendimiento Coeficiente de rendimiento máximo Rendimiento europeo Datos generales Dimensiones (ancho x alto x fondo) en mm Peso Rango de temperatura de servicio Consumo característico: funcionamiento (stand-by) / nocturno Topología Sistema de refrigeración Lugar de montaje: interior / exterior (IP65)

SB 4200TL HC Multi-String

SB 5000TL HC Multi-String

4400 W 750 V 125 V – 600 V 2 x 11 A 2 String A: 2 / String B: 1

5300 W 750 V 125 V – 600 V 2 x 11 A 2 String A: 2 / String B: 1

4000 W 4200 W 19 A 220 V – 240 V / 180 V – 260 V 50 Hz / 45,5 Hz – 52,5 Hz 1 monofásica

4600 W 5000 W 22 A 220 V – 240 V / 180 V – 260 V 50 Hz / 45,5 Hz – 52,5 Hz 1 monofásica

96,2 % 95,4 %

96,2 % 95,5 %

470 / 490 / 225 31 kg –25 °C ... +60 °C

470 / 490 / 225 31 kg –25 °C ... +60 °C

< 10 W / 0,25 W

< 10 W / 0,25 W

sin transformador convección /

sin transformador convección /

8.10.3. Inversor Multi-String de Ingeteam. Para resaltar la importancia y las ventajas de los inversores multi-string en una instalación conectada a red, exponemos otro inversor de la misma tipología pero de la gama Ingecon Sun del fabricante Ingeteam [42], para contrastarlo con el inversor multi-string de SMA visto con anterioridad. El inversor en concreto será el inversor Ingecon Sun 1 Play TL M.

Figura 8.36 Inversor Ingecon Sun 1 Play TL M de Ingeteam. [42]

Ingeteam es un grupo de 26 empresas la mayoría españolas que se sitúan principalmente en País Vasco y desarrollan inversores monofásicos con tecnología plug-and-play, orientados al sector residencial y a proyectos mayores descentralizados. Esta gama de inversores disponen de conectores rápidos para la parte de dc, ac y comunicaciones RS-485, no necesita elementos adicionales, permite la desconexión manual de la red y son compatibles con todas las tecnologías de módulos fotovoltaicos del mercado. Las topologías de los inversores Ingecon Sun 1 Play tienen un alto rendimiento con eficiencias 159


BLOQUE II – Capítulo 8: Inversores en Instalaciones Fotovoltaicas

superiores al 98% con un diseño pensado para la instalación interior y exterior, capaz de soportar altas temperaturas. Incluye la monitorización y visualización de datos del inversor a través de Internet. Toda la gama está protegida contra polarización inversa, sobretensiones en la entrada y la salida, cortocircuitos y sobrecargas en la salida, fallos de aislamiento y anti-isla con desconexión automática. Seguidamente se presenta los datos técnicos de los inversores de la gama Ingecon Sun 1 Play TL M: Valores de Entrada Rango pot. campo FV recomendado(1) Rango de tensión MPP 1* Rango de tensión MPP 2** Rango de tensión DC(2) Corriente máxima DC (Entrada 1/ Entrada 2) No entradas DC (Entrada 1/ Entrada 2) MPPT Valores de Salida Potencia nominal AC Corriente máxima AC Tensión nominal AC Frecuencia nominal AC Coseno Phi(3) Temperatura a potencia nominal Regulación Coseno Phi

2,5TL M

3TL M

3,3TL M

3,68TL M

4,6TL M

5TL M

6TL M

2,8 - 3,3 kWp 130 - 750 V 90 - 750 V 125 - 900 V

3,2 - 4 kWp 130 - 750 V 90 - 750 V 125 - 900 V

3,8 - 4,4 kWp 130 - 750 V 90 - 750 V 125 - 900 V

3,9 - 4,8 kWp 130 - 750 V 90 - 750 V 125 - 900 V

5,2 - 6 kWp 130 - 750 V 90 - 750 V 125 - 900 V

5,7 - 6,5 kWp 130 - 750 V 90 - 750 V 125 - 900 V

6,3 - 7 kWp 130 - 750 V 90 - 750 V 125 - 900 V

10 / 10 A

10 / 10 A

10 / 10 A

10 / 10 A

20 / 10 A

20 / 10 A

20 / 10 A

1/1

1/1

1/1

1/1

2/1

2/1

2/1

2

2

2

2

2

2

2

2,7 kW 13,5 A 230 V 50 / 60 Hz 1

3 kW 13,5 A 230 V 50 / 60 Hz 1

3,7 kW 17 A 230 V 50 / 60 Hz 1

3,68 kW 17 A 230 V 50 / 60 Hz 1

5 kW 26,2 A 230 V 50 / 60 Hz 1

5,5 kW 26,2 A 230 V 50 / 60 Hz 1

6 kW 26,2 A 230 V 50 / 60 Hz 1

50ºC

50ºC

50ºC

50ºC

50ºC

50ºC

50ºC

+/-0,8 a Pnom <3%

+/-0,8 a Pnom <3%

+/-0,8 a Pnom <3%

+/-0,8 a Pnom <3%

+/-0,8 a Pnom <3%

+/-0,8 a Pnom <3%

+/-0,8 a Pnom <3%

THD Rendimiento Eficiencia máxima 97,6% 97,7% 97,7% 97,8% 97,9% 98% 98% Euroeficiencia 97,3% 97,4% 97,4% 97,5% 97,5% 97,6% 97,6% Datos Generales Refrigeración por aire 30m3/h 30m3/h 45m3/h 45m3/h 90m3/h 90m3/h 90m3/h (4) Consumo en standby <10 W <10 W <10 W <10 W <10 W <10 W <10 W Consumo nocturno 0W 0W 0W 0W 0W 0W 0W Temperatura de -20ºC a -20ºC a -20ºC a -20ºC a -20ºC a -20ºC a -20ºC a funcionamiento +70ºC +70ºC +70ºC +70ºC +70ºC +70ºC +70ºC Humedad relativa 0 - 95% 0 - 95% 0 - 95% 0 - 95% 0 - 95% 0 - 95% 0 - 95% Grado de protección IP65 IP65 IP65 IP65 IP65 IP65 IP65 Dimensiones (ancho x alto x 360 x 470 360 x 470 360 x 470 360 x 470 360 x 470 360 x 470 360 x 470 fondo) en mm x 180 x 180 x 180 x 180 x 180 x 180 x 180 Peso 17,3 kg 17,3 kg 18,7 Kg 18,7 Kg 22,3 Kg 22,3 Kg 22,3 Kg * La tensión mínima MPP quedara condicionada por la corriente máxima de cada entrada y la configuración de paneles y entradas elegida. ** Al menos una de las entradas MPP debe tener una tension superior a 125 V. Notas: (1) Dependiendo del tipo de instalación y de la ubicación geográfica (2) No superar en ningún caso. Considerar el aumento de tension de los paneles, Voc, a bajas temperaturas (3) Para PAC>25% de la potencia nominal. Posibilidad de modificar Coseno Phi (4) Consumo desde el campo fotovoltaico.

8.10.4. Inversor de Onda Cuadrada de Atersa. Por último, vamos a conocer las características de un inversor para una instalación fotovoltaica autónoma. Los inversores de este tipo tienen una aplicación real en sistemas donde la fuente de energía sea una batería y se necesite enchufar aparatos electrónicos que funcionen en corriente alterna como la de las viviendas habituales. Para ello hemos escogido inversores de onda cuadrada modulada de la marca de fabricante Atersa [43], en especial la gama de inversores CP. 160


PFC: Conceptos de Electrónica Aplicada a Sistemas Fotovoltaicos: Teoría y Simulación

Figura 8.37 Inversor CP 600 de Atersa. [43]

Los Inversores de onda cuadrada modulada CP 150, CP 300 y CP 600 han sido diseñados para convertir la corriente continua en alterna 230V 50Hz (o 110V 60 Hz según modelos), con una potencia máxima en régimen continuo de 150W, 300W y 600W respectivamente. La serie CP incorpora un circuito de realimentación que mantiene estable la tensión de salida con un margen de un 6%, lo que garantiza siempre el correcto funcionamiento de las cargas conectadas, así como un sistema de protecciones contra sobrecargas y cortocircuitos. En el caso de los modelos CP 300 y CP 600 se pone en marcha un temporizador interno que permite el funcionamiento normal del equipo durante un tiempo proporcional a la sobrecarga detectada. En caso de cortocircuito, se interrumpe al instante el funcionamiento de la etapa de potencia. Asimismo, estos dos modelos incorporan una protección para evitar que la tensión de entrada sea inferior al valor mínimo permitido, así como un sensor que detecta si la temperatura interna sobrepasa los valores admisibles. Hay que añadir que ambos están dotados de arranque automático, lo que les permite mantenerse desconectados de la etapa de potencia cuando no exista consumo. A continuación se presenta las características técnicas de estos inversores autónomos de Atersa: CP 150 Caracteristicas Electricas Potencia nominal Tensión nominal de entrada Tensión nominal de salida Frecuencia nominal de salida Rango de factor de potencia Variaciones tensión de entrada Variaciones tensión de salida Rango de frecuencia de salida Rendimiento al 100% de la potencia nominal (cos =1) Consumo en vacío Capacidad punto de arranque Sobrecarga admisible Rango de temperaturas Índice de protección Características Físicas Largo (mm) Ancho (mm) Alto (mm) Peso

CP 300

CP 600

150 W

300 W 600 W 12, 24, 48V 230 V 50 Hz (ó 60 Hz en modelos de 12V) > 0,8i … < 1 c > 0,8i … < 0,9 c + 30 % - 16 % ±6% <±2% 92 % 5,0 W (12, 24V) 4,8 W (48V) 300 W 200 W en 3 seg.

> 90 % 40m A 750 W 500 W en 5 seg.

- 5 a + 40 ºC

1500 W 1000 W en 5 seg.

- 10 a + 40 ºC IP 20

220 120 120 4,5 kg

430 210 190 10 kg

430 210 190 15,7 kg

161


BLOQUE II – Capítulo 8: Inversores en Instalaciones Fotovoltaicas

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una

instalación

fotovoltaica”.

(on

line

09/08/2013

163


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Electrónica Aplicada a Sistemas Fotovoltaicos  

Uno de los principales motivos que nos llevan a realizar este trabajo, es el la necesidad de disponer de una herramienta lo más rigurosa pos...

Electrónica Aplicada a Sistemas Fotovoltaicos  

Uno de los principales motivos que nos llevan a realizar este trabajo, es el la necesidad de disponer de una herramienta lo más rigurosa pos...

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