ESCUELA POLITECNICA DE INGENIER´ ´IA DE GIJ ON´
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ESCUELA POLITECNICA DE INGENIERIA DE GIJON
GRADO EN INGENIERIA ELECTRONICA INDUSTRIAL YAUTOMATICA
AREA DE INGENIERIA ELECTRICA
DISENO Y SIMULACION DE INSTALACIONES FOTOVOLTAICASAISLADAS PARA APLICACIONES DE AUTOCONSUMO EN ZONAS
RURALES CON DIFICIL ACCESO A LA RED ELECTRICA.
D.FERNANDEZ FERNANDEZ, LucıaTUTOR: D.Angel Navarro Rodrıguez
COTUTOR: D.Cristian Blanco Charro
FECHA: Febrero 2021
UNIVERSIDAD DE OVIEDOEscuela Politecnica de Ingenierıa de Gijon Hoja 3 de 144
A mis abuelos . . .
por estar siempre presentes.
Lucıa Fernandez Fernandez
Resumen
Este proyecto refleja el diseno y modelado de una instalacion fotovoltaica aislada de
la red electrica con el objetivo de que cualquier vivienda pueda disponer de electricidad para
satisfacer sus necesidades energeticas, independientemente de la orografıa y la ubicacion en la
que se encuentre. En el presente documento se incluye una revision de la base teorica en la
que se apoyan este tipo de instalaciones, ası como los pasos necesarios para la realizacion del
dimensionamiento de toda la instalacion fotovoltaica. Los resultados se verificaran mediante
simulaciones en Simulink y mediante el uso de la herramienta PVSyst.
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Indice de la memoria
1 Hipotesis de partida y alcance. 15
1.1 Introduccion. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
1.2 Normativa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16
1.3 Instalaciones fotovoltaicas aisladas de la red. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
1.3.1 Descripcion. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
1.3.2 Tipos de sistemas fotovoltaicos autonomos. . . . . . . . . . . . . . . . 19
1.4 Paneles fotovoltaicos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23
1.4.1 Funcionamiento de un panel fotovoltaico. . . . . . . . . . . . . . . . . 24
1.4.2 Caracterısticas de los paneles fotovoltaicos. . . . . . . . . . . . . . . . 25
1.4.3 Efectos de la radiacion en un modulo solar. . . . . . . . . . . . . . . . 27
1.4.4 Ventajas y desventajas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
1.5 Algoritmos MPPT. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30
1.5.1 Perturbacion y observacion. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30
1.5.2 Conductancia incremental. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32
1.6 Sistemas de almacenamiento en instalaciones fotovoltaicas. . . . . . . . . . . 34
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1.6.1 Funcionamiento general. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
1.6.2 Parametros de una baterıa. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35
1.6.3 Clasificacion de las baterıas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36
1.6.4 Baterıas de ion-Litio para instalaciones fotovoltaicas aisladas de la red. 37
1.7 Topologıa de los convertidores de potencia. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38
1.7.1 Convertidores DC/DC para el sistema de generacion. . . . . . . . . . . 39
1.7.2 Convertidores DC/DC para el sistema de almacenamiento. . . . . . . . 39
1.7.3 Inversores DC/AC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41
2 Objetivos concretos y relacion con el estado actual. 43
2.1 Objetivos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43
2.2 Relacion con el estado actual. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44
3 Metodologıa de trabajo. 47
4 Trabajo realizado y resultados obtenidos. 49
4.1 Dimensionamiento de una instalacion fotovoltaica aislada. . . . . . . . . . . . 49
4.1.1 Estimacion del consumo energetico que debe cubrir la instalacion foto-
voltaica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49
4.1.2 Especificaciones y seleccion del tipo de instalacion. . . . . . . . . . . . 54
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4.1.3 Dimensionamiento y seleccion del conjunto fotovoltaico. . . . . . . . . 56
4.1.4 Dimensionamiento y seleccion del sistema de almacenamiento. . . . . 63
4.1.5 Seleccion del inversor. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65
4.1.6 Comprobacion de resultados con el software PVSyst. . . . . . . . . . . 67
4.2 Modelado y control dinamico de la instalacion. . . . . . . . . . . . . . . . . . 77
4.2.1 Control MPPT del conjunto PV y convertidor DC/DC paneles. . . . . . 79
4.2.2 Sistema de almacenamiento de energıa. . . . . . . . . . . . . . . . . . 81
4.2.3 Conjunto de baterıas y convertidor de potencia DC/DC para ellas. . . . 84
4.2.4 Perfil de carga e inversor DC/AC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86
4.3 Simulacion y resultados obtenidos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87
4.3.1 Funcionamiento del algoritmo MPPT. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87
4.3.2 Control de tension del bus DC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90
4.3.3 Simulacion de todo el conjunto de la instalacion. . . . . . . . . . . . . 93
4.4 Analisis de costes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 99
5 Conclusiones y trabajos futuros. 103
Bibliografıa 108
Apendice I: Script dimensionamiento de una instalacion aislada. 111
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Apendice II: Ficha tecnica panel fotovoltaico. 117
Apendice III: Ficha tecnica baterıa. 121
Apendice IV: Ficha tecnica inversor. 125
Apendice V: Informe de simulacion PVSyst. 129
Apendice VI: Esquemas de las simulaciones en Simulink. 141
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Indice de figuras
1.1 Esquema normativa para instalaciones fotovoltaicas [1]. . . . . . . . . . . . . 16
1.2 Esquema de una instalacion fotovoltaica aislada de la red [2]. . . . . . . . . . . 19
1.3 Esquema de una instalacion en configuracion SHS [3]. . . . . . . . . . . . . . 20
1.4 Esquema de una instalacion en configuracion AC [3]. . . . . . . . . . . . . . . 20
1.5 Esquema de una instalacion en configuracion DC+AC [3]. . . . . . . . . . . . 21
1.6 Esquema de una instalacion AC-Coupling. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
1.7 Esquema instalacion en modo sistema hıbrido [3]. . . . . . . . . . . . . . . . . 23
1.8 Efecto fotoelectrico de una celula solar [4]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
1.9 Esquema del funcionamiento de un panel solar [5]. . . . . . . . . . . . . . . . 25
1.10 Curva I-V de un panel solar [6]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26
1.11 Curva I-V de un panel para diferentes valores de irradiancia [7]. . . . . . . . . 28
1.12 Pantalla principal de PVGis [8]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
1.13 Algoritmo P&O mostrado en curva P-V [9]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
1.14 Diagrama de flujo del algoritmo de perturbacion y observacion. . . . . . . . . . 31
1.15 Algoritmo Conductancia Incremental sobre curva P-V [10]. . . . . . . . . . . . 32
1.16 Diagrama de flujo del algoritmo de conductancia incremental. . . . . . . . . . 33
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1.17 Topologıa convertidor Boost. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39
1.18 Topologıa convertidor DC/DC bidireccional. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40
1.19 Topologıa inversor DC/AC en puente completo. . . . . . . . . . . . . . . . . . 42
1.20 Tension a la salida con control unipolar [11]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42
4.1 Porcentajes de consumo segun usos energeticos de una vivienda residencial
espanola [12]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50
4.2 Topologıa tipo de instalacion seleccionada. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56
4.3 Irradiacion mensual con la ubicacion seleccionada y el angulo de inclinacion
optimo [8]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59
4.4 Irradiacion diaria en el mes mas desfavorable [8]. . . . . . . . . . . . . . . . . 60
4.5 Curvas I-V y P-V de la agrupacion de paneles elegida. . . . . . . . . . . . . . 63
4.6 Encapsulado baterıa. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64
4.7 Conexion elementos de la instalacion aislada. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66
4.8 Pantalla principal PVSyst. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68
4.9 Seleccion de la orientacion. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69
4.10 Consumos energeticos vivienda. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70
4.11 Perfil de carga. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70
4.12 Caracterısticas principales de la baterıa seleccionada. . . . . . . . . . . . . . . 71
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4.13 Resumen del dimensionamiento sugerido por el programa PVSyst. . . . . . . . 72
4.14 Pantalla configuracion de las perdidas del sistema del software PVSyst. . . . . 73
4.15 Comportamiento del conjunto fotovoltaico teniendo en cuenta las perdidas. . . 74
4.16 Simulacion escenario 3D con PVSyst. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75
4.17 Esquema de la instalacion del caso practico modelado. . . . . . . . . . . . . . 78
4.18 Esquema implementacion del algoritmo MPPT. . . . . . . . . . . . . . . . . . 80
4.19 Esquema simplificacion del modelado del convertidor para los paneles. . . . . . 81
4.20 Modelo control de la planta en cadena cerrada. . . . . . . . . . . . . . . . . . 82
4.21 Lugar de las raıces en cadena abierta. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83
4.22 Modelo control de la tension del bus de continua. . . . . . . . . . . . . . . . . 83
4.23 Bloque que representa el conjunto de baterıas [6]. . . . . . . . . . . . . . . . . 84
4.24 Esquema del modelado del convertidor DC/DC para baterıa. . . . . . . . . . . 85
4.25 Esquema simplificacion del modelado del inversor con fuentes de corriente ideales. 86
4.26 Potencia generada por el conjunto PV ante irradiancia variable. . . . . . . . . . 88
4.27 Tension y corriente del conjunto PV. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89
4.28 Potencia del conjunto PV para temperatura variable. . . . . . . . . . . . . . . . 90
4.29 Control de tension mediante un regulador PI. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91
4.30 Resultados control de tension del bus DC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92
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4.31 Sobreoscilacion al introducir un cambio brusco. . . . . . . . . . . . . . . . . . 93
4.32 Comportamiento corriente del condensador. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93
4.33 Comportamiento sistema ante perturbaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94
4.34 Perfil de carga diario. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 95
4.35 Tension y corriente conjunto PV. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 96
4.36 Potencia conjunto PV. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 97
4.37 Tension del bus DC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 97
4.38 Tension y corriente baterıas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98
4.39 SOC baterıas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98
4.40 Ahorro anual de la vivienda desconectada de la red electrica. . . . . . . . . . . 101
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Indice de tablas
4.1 Rango de valores que consumo comunmente cada carga conectada a la vivienda
[13]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52
4.2 Valores de potencia seleccionados para cada carga. . . . . . . . . . . . . . . . 53
4.3 Calculo de la energıa consumida por cada carga instalada. . . . . . . . . . . . . 54
4.4 Especificaciones de la vivienda. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55
4.5 Factores calculo paneles solares. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57
4.6 Resultados obtenidos de el consumo medio de energıa de la vivienda. . . . . . 57
4.7 Valores de inclinacion optima proporcionados por el IDAE [14]. . . . . . . . . 58
4.8 Caracterısticas panel solar seleccionado. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61
4.9 Caracterısticas del conjunto de paneles elegido. . . . . . . . . . . . . . . . . . 62
4.10 Parametros para el calculo de la capacidad de las baterıas. . . . . . . . . . . . . 64
4.11 Caracterısticas inversor comercial. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66
4.12 Parametros simulacion del algoritmo MPPT. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88
4.13 Parametros simulacion control del bus DC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91
4.14 Presupuesto. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 99
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MEMORIA
13
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1. Hipotesis de partida y alcance.
1.1.- INTRODUCCION.
La electricidad esta presente en casi todas las actividades que una persona desarrolla
en su vivienda aportando servicios que, hoy en dıa, son esenciales para practicamente toda la
poblacion. En la actualidad existe un alto numero de personas que, debido a la ubicacion de
su vivienda en zonas rurales o en zonas con difıcil orografıa, carecen de acceso al suministro
electrico. En la mayorıa de estos casos el desarrollo de un proyecto para el transporte de la
electricidad hasta estas zonas rurales no es economicamente viable ya que la instalacion de
nuevos postes y cableado tiene un coste elevado.
Considerando esto, una de las soluciones mas eficientes es la electrificacion con energıas
renovables ya que el coste de expandir la red de distribucion electrica o de crear nuevas plantas
dedicadas a ese fin es mucho mas elevado que el de la instalacion y el mantenimiento de los
sistemas autonomos y renovables de energıa. Ademas, se trata de energıa a traves de una fuente
limpia, inagotable y abundante en la mayorıa de los casos.
En este contexto surge la idea de este proyecto, con el fin de desarrollar una metodologıa
de diseno y dimensionamiento de instalaciones fotovoltaicas con almacenamiento de energıa
para aplicaciones domesticas o comunitarias de autoconsumo en zonas de no electrificacion
como los casos definidos anteriormente.
Para poder comprender el desarrollo del proyecto mostrado a lo largo de este documento,
es necesario definir una serie de terminos e ideas conceptuales que seran la base teorica sobre la
que se apoyen la mayorıa de decisiones tomadas en el diseno y dimensionamiento. El resto de
este capıtulo se dedicara a la descripcion de estos conceptos teoricos con la finalidad de facilitar
al lector la compresion del alcance del trabajo.
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1.2.- NORMATIVA
El presente proyecto se centra en el diseno de una instalacion fotovoltaica, en este caso
aislada de la red, con baterıas como medio de almacenamiento. Este tipo de instalaciones se
consideran como una instalacion generadora aislada de baja tension ya que no existen disposi-
tivos fotovoltaicos que trabajen a tensiones mayores a 1kV. En el Reglamento de Baja tension en
CC se impone como lımite de tension 1,5 kV; por tanto, nunca estaremos por encima de dicho
lımite.
En conclusion, se debe cumplir con el RD 842/2002, en el cual se aprueba el Reglamento
Electrotecnico de Baja Tension (REBT) [15]; donde puntualmente la instruccion tecnica que
trata estos sistemas es la ITC-BT-40. Puede verse graficamente en la siguiente figura 1.1.
Figura 1.1.- Esquema normativa para instalaciones fotovoltaicas [1].
Consecuentemente, en todo caso, es aplicable toda la normativa que afecte a instalaciones
solares fotovoltaicas:
• El RD 244/2019 [16]: Regula las condiciones administrativas, tecnicas y econominas de
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autoconsumo de energıa electrica. Define la clasificacion de instalaciones y modalidades
de autoconsumo.
• El citado RD 842/2002.
• Codigo Tecnico de la Edificacion (CTE) cuando sea aplicable [17].
• Directivas Europeas de seguridad y compatibilidad electromagnetica.
Otro documento para destacar es el Pliego de Condiciones Tecnicas de Instalaciones
Aisladas de Red, redactado por el Departamento de Energıa Solar del IDAE [14], donde se
establecen las condiciones tecnicas que deben considerarse para la convocatoria de ayudas. Se
usara a modo de referencia para los pasos a seguir en el dimensionamiento de la instalacion
fotovoltaica.
1.3.- INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS AISLADAS DE LA RED.
1.3.1.- Descripcion.
En palabras generales, una instalacion fotovoltaica aislada de la red es un sistema de
generacion de corriente capaz de proporcionar energıa procedente de la luz del sol sin necesidad
de conexion a la red electrica.
Este tipo de instalaciones puede confundirse con el metodo de funcionamiento de una
instalacion de autoconsumo, por ello es importante destacar que una instalacion de autocon-
sumo esta conectada a la red electrica. Es decir, se consume energıa de la red electrica y de la
instalacion fotovoltaica con el fin de ahorrar consumo. La principal caracterıstica de una insta-
lacion fotovoltaica aislada es estar completamente desconectada de la red, siendose dependiente
unica y exclusivamente de los paneles solares. Esto conlleva a la necesidad de almacenar la
energıa generada en acumuladores o baterıas para poder hacer uso de ella todas las horas del dıa
sin limitaciones.
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Las instalaciones fotovoltaicas autonomas o aisladas de la red tienen varias aplicaciones,
destacando la electrificacion de viviendas, el alumbrado publico, bombeo y tratamiento de agua,
aplicaciones agropecuarias y cualquier otra donde no sea posible la conexion a red o se pueda
obtener un ahorro economico. Tienen la ventaja de no depender de elementos externos para
abastecerse de energıa y el coste energetico.
Por otro lado, como inconvenientes se destaca la necesidad de planificar y disenar la
instalacion debidamente ya que son directamente dependientes de factores como el consumo de
cargas conectadas y su tipo, el tiempo de uso, la ubicacion del sistema y el clima.
En rasgos generales, los elementos comunes en una instalacion solar aislada de la red,
aunque algunos explicados con mas detalle en posteriores apartados, son los siguientes [18]:
• Paneles fotovoltaicos: Producen corriente continua aprovechando la luz solar.
• Baterıas: Almacenan la energıa para tenerla disponible cuando sea necesaria, tanto en las
horas del dıa como de la noche. Principalmente existen dos tipos, las monobloque y las
estacionarias.
• Regulador de carga: Se encargan de que los acumuladores esten siempre en condiciones
correctas de funcionamiento tanto en el proceso de carga como en el de descarga. Tambien
gestiona el consumo de la instalacion, regulando la cantidad de energıa que necesita el
sistema.
• Inversor: Convierte la corriente continua producida por el campo fotovoltaico en corriente
alterna.
• Receptores o cargas: Se clasifican segun su tension de alimentacion, continua o alterna, y
son las cargas que consumen energıa en una vivienda, edificio, etc.
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Figura 1.2.- Esquema de una instalacion fotovoltaica aislada de la red [2].
1.3.2.- Tipos de sistemas fotovoltaicos autonomos.
Existen dos tipos de instalaciones fotovoltaicas aisladas con acumulacion. Con las si-
guientes indicaciones es necesaria la seleccion del sistema que mas se pueda ajustar a la vivienda
en estudio [19].
1. Instalaciones DC-coupling o sistema clasico.
Las instalaciones aisladas clasicas, como la de la figura 1.2, consisten en un grupo de
paneles solares que generan electricidad para posteriormente almacenarla en baterıas o
acumuladores. La energıa almacenada es posteriormente utilizada cuando hay demanda
de consumo, usando de por medio un inversor. Es el sistema tradicional y el mas extendido
hasta la actualidad.
Los paneles fotovoltaicos son los encargados de generar electricidad en forma de corriente
continua que, posteriormente pasa por el regulador de carga donde se regula el proceso de
carga de la baterıa. La energıa generada por los paneles es almacenada en el sistema de
baterıas. Existen tres configuraciones posibles en este tipo de instalaciones:
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• Configuracion SHS (Solar Home System).
GENERADOR
REGULADOR
BATERIA
CARGA
Figura 1.3.- Esquema de una instalacion en configuracion SHS [3].
Unicamente se tienen cargas en corriente continua. La energıa es consumida directa-
mente por las cargas receptoras desde la salida DC del regulador, prescindiendo del
inversor. El esquema general de este tipo de instalaciones puede verse en la figura
1.3.
• Configuracion AC.
GENERADOR
REGULADOR
BATERIA
CARGA
INVERSOR
Figura 1.4.- Esquema de una instalacion en configuracion AC [3].
Cuando se dispone de cargas que consumen corriente alterna, siguiendo el esquema
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de la figura 1.4. Cuando el inversor detecte consumo, obtendra la energıa necesaria
de las baterıas transformandola en corriente alterna y abastecera las necesidades de
demanda.
• Configuracion DC+AC.
GENERADOR
REGULADOR
BATERIA
CARGA
INVERSOR
CARGA
Figura 1.5.- Esquema de una instalacion en configuracion DC+AC [3].
En este tipo de configuraciones existe la posibilidad de abastecer cargas conectadas a
corriente continua directamente de las baterıas y a su vez cargas en corriente alterna
mediante un inversor DC-AC. La figura 1.5 hace referencia a la conexion de los
elementos que intervienen en este tipo de instalaciones.
2. Instalaciones AC-coupling o sistema hıbrido.
Es un sistema apropiado para instalaciones solares de mayor envergadura, alimentando
siempre consumos en corriente alterna. Como se puede ver en la figura 1.6, convierte la
energıa producida por los paneles inmediata y directamente en corriente alterna a traves
de un inversor de conexion a red. Por tanto, una buena parte del consumo es alimentado
sin necesidad de pasar por el sistema de acumulacion.
Con los sistemas AC se consigue un mayor rendimiento de la instalacion gracias a la
conversion inmediata de la corriente. Ademas, el desgaste de las baterıas es menor y esto
alarga su vida util. Existen tres modos de funcionamiento:
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Paneles
Inversor
de redInversor
cargador
Consumos
Baterías
Figura 1.6.- Esquema de una instalacion AC-Coupling.
• Caso 1: Cuando hay consumo en la vivienda y generacion de electricidad en los
paneles.
Si la generacion de los paneles es mayor al consumo demandado, se consume direc-
tamente desde el inversor de red sin pasar por las baterıas. El exceso de energıa solar
producida se usa para cargar las baterıas.
Si por el contrario hay una demanda de consumo mayor a la que es capaz de generar
el panel en ese momento, la energıa faltante es aportada desde las baterıas.
• Caso 2: Si hay generacion de electricidad procedente de paneles y no hay consumo.
En este caso, a traves del inversor cargador, la energıa producida se deriva al sis-
tema de baterıas, acumulandose mientras no esten cargadas por completo. Se podra
disponer de esta energıa cuando el sistema de generacion no este produciendo sufi-
ciente.
• Caso 3: Baterıas descargadas y ausencia de produccion de energıa en los paneles.
El inversor cargador trabajarıa como cargador de baterıas, a traves de un grupo
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electrogeno. Si hay consumo mientras se carga el sistema de acumulacion, el mismo
es abastecido por el grupo electrogeno.
Actualmente hay inversores conocidos como “inversores hıbridos”, los cuales unifi-
can las funciones del inversor de red y el inversor cargador en un unico componente
[19]. El esquema basico de estas instalaciones se muestra en la figura 1.7.
GENERADOR
REGULADOR
BATERIA
CARGA
INVERSOR
RECTIFICADOR
GRUPO
ELECTROGENO
Figura 1.7.- Esquema instalacion en modo sistema hıbrido [3].
1.4.- PANELES FOTOVOLTAICOS.
Un panel solar o fotovoltaico es un conjunto de celdas que se basan en el principio de
funcionamiento del efecto fotoelectrico, convirtiendo la luz del sol en energıa electrica. Efecto
el cual, depende del material, que debe tener la capacidad de producir corriente electrica cuando
es expuesto a una fuente de luz.
El efecto fotoelectrico consiste en el movimiento de partıculas que viajan a traves de la
luz del sol conocidas como fotones. Estas partıculas “chocan” contra las celdas solares pro-
duciendose como consecuencia de dicho choque los electrones. De esta forma se produce un
flujo de electrones conocido como corriente electrica.
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Figura 1.8.- Efecto fotoelectrico de una celula solar [4].
Deben distinguirse dos conceptos previos. Por una parte, el concepto de “celda solar”,
definido como pequenos dispositivos electronicos hechos de materiales semiconductores (gene-
ralmente Silicio cristalino) que pueden comportarse como conductores de electricidad o como
aislantes; por la otra, “celula o celda fotovoltaica” cuyo cometido es transformar luz solar en
electricidad. Combinando varias celulas se forma un panel solar [4].
1.4.1.- Funcionamiento de un panel fotovoltaico.
Los paneles solares fotovoltaicos funcionan por el efecto que tiene la luz del sol en ellos
explicado anteriormente como efecto fotoelectrico. Los atomos de cualquier materia estan for-
mados de electrones, protones y neutrones. Los electrones por su naturaleza llevan asociada una
carga de energıa electrica negativa, los protones llevan asociada una carga de energıa electrica
positiva, y los neutrones no llevan asociada carga electrica. De esta forma, los electrones son las
partes de los atomos que se encuentran mas al exterior de estos, y son los que forman la corriente
electrica, es decir, una corriente electrica esta formada por electrones en movimiento que saltan
de un atomo a otro del material conductor por el que viajan, y que se desplazan desde el polo
negativo al polo positivo, ya que al tener los electrones carga negativa se ven atraıdos por el polo
positivo [5].
Como ya se ha comentado, los paneles fotovoltaicos estan formados por varias celulas
fotovoltaicas y cada una de ellas esta compuesta al menos por dos laminas delgadas de silicio
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habiendo entre ellas una capa de un elemento semiconductor a modo de separacion. Una de
estas laminas esta formada por elementos con menor carga de electrones que el silicio, es decir
con menor carga negativa. Esta lamina es la positiva (P). La otra lamina, formada por elementos
con mayor carga de electrones que el silicio, es decir con mayor carga negativa, es la lamina
negativa (N) [5].
Por otra parte, los fotones que proceden del sol conteniendo la energıa adecuada, inciden
sobre la superficie de la lamina positiva P que al interactuar con el material de dicha capa liberan
electrones de los atomos de silicio, atravesando la capa de semiconductor para llegar a la lamina
negativa N. Una vez en la lamina N no pueden volver por si solos a la lamina P. Al acumularse los
electrones en esta lamina se crea una diferencia de potencial o tension respecto a la positiva [5].
Figura 1.9.- Esquema del funcionamiento de un panel solar [5].
Uniendo las dos laminas mediante dos cables conductores a una carga receptora que
consume electricidad se crea una corriente electrica continua que fluye desde el polo negativo
hasta el positivo [5].
1.4.2.- Caracterısticas de los paneles fotovoltaicos.
A la hora de elegir un panel solar es importante tener en cuenta el rendimiento de las
celulas, el punto de trabajo en la curva I-V, la irradiacion solar donde se va a producir el efecto
fotovoltaico y la temperatura de las celulas fotovoltaicas.
Ahora bien, hay que destacar la curva de corriente en funcion de la tension, la cual es
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normalmente facilitada por el fabricante y mostrada a continuacion en la figura 1.10.
Figura 1.10.- Curva I-V de un panel solar [6].
La curva I-V representa puntos con una determinada corriente y tension en los que puede
trabajar una celula fotovoltaica y depende de la irradiancia variable y la temperatura. Propor-
ciona los datos y especificaciones mas importantes que se deben conocer para un correcto calculo
de cualquier instalacion.
• Corriente de cortocircuito (Isc): valor de la corriente que circula cuando la tension en los
terminales de la placa es nula. Es la maxima corriente que se podrıa llegar a obtener de la
placa solar cuando trabaja como generador.
• Tension de circuito abierto (Voc): la mayor tension que se puede obtener de la placa
cuando trabaja como generador y la corriente es nula.
• Intensidad en el punto de maxima potencia (Imp).
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• Tension en el punto de maxima potencia (Vmp).
• Punto de maxima potencia (Pm): Resulta de realizar el producto Imp por Vmp. El re-
sultado obtenido es la potencia maxima que el panel es capaz de suministrarnos cuando
trabaja en el punto de maxima potencia (MPPT).
1.4.3.- Efectos de la radiacion en un modulo solar.
La curva corriente-tension de un panel fotovoltaico no es unica, sino que depende de la
radiacion incidente en cada momento.
La produccion de un panel fotovoltaico es practicamente proporcional a la radiacion
incidente. Cuanto menor sea la radiacion, menor sera la potencia de salida del modulo. Por
tanto, en este punto es importante definir una serie de conceptos que se deben tener en cuenta al
seleccionar un panel o conjunto de paneles:
• Irradiancia: Es la magnitud que describe la radiacion o intensidad de iluminacion solar
que llega hasta nosotros medida como una potencia instantanea por unidad de superficie
(W/m2). El valor de irradiancia en condiciones estandar de medida es de 1000 W/m2 [20].
• Irradiacion: Es la cantidad de irradiancia recibida en un determinado intervalo de tiempo,
es decir, la potencia recibida por unidad de tiempo y por unidad de superficie. Se suele
medir en Wh/m2 [20].
• Horas de sol pico (HSP): Se puede definir como el numero de horas que se dispone de una
hipotetica irradiancia solar constante de 1000 W/m2 sobre cada panel solar que compone
la instalacion fotovoltaica. Se calcula dividiendo el valor de la irradiacion incidente entre
el valor de la potencia de irradiancia en condiciones estandar de medida, siguiendo la
ecuacion 1.1 [20].
HSP =Irradianciaincidente(W/m2)
1000(W/m2)(1.1)
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La potencia entregada por el panel disminuye cuando aumenta la temperatura de las
celulas que lo componen y aumenta a medida que aumenta la irradiancia incidente, como puede
verse a modo ilustrativo en la figura 1.11.
Figura 1.11.- Curva I-V de un panel para diferentes valores de irradiancia [7].
1.4.3.1.- Herramientas.
En este apartado se hara una breve descripcion de las herramientas actualmente disponibles
para la obtencion de datos reales de irradiancia solar. Aunque existen diversos softwares para
ello, en este documento se hara uso del programa PVSyst, al cual se le dedicara una seccion mas
adelante, y del software gratuito PVGis [8].
Como se ha introducido, PVGis es una herramienta online totalmente gratuita que ha
sido desarrollada por la Union Europea con el principal objetivo de realizar un calculo de la
produccion de una instalacion fotovoltaica en cualquier ubicacion de Europa, Asia y America.
Usando el mapa interactivo de la figura 1.12, PVGis ofrece las siguientes prestaciones [8]:
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• Potencial fotovoltaico para diferentes tecnologıas y configuraciones de sistemas conecta-
dos a la red y autonomos.
• Radiacion solar y temperatura, como promedios mensuales o perfiles diarios.
• Series de tiempo completo de valores por hora tanto de radiacion solar como de rendimiento
fotovoltaico.
• Mapas, por paıs o region, de recursos solares y potencial fotovoltaico.
Figura 1.12.- Pantalla principal de PVGis [8].
1.4.4.- Ventajas y desventajas.
Se destacaran algunas ventajas. La principal es que, al tratarse de energıa solar renovable,
este sistema ofrece una produccion limpia sin contaminacion. Ademas su instalacion es rapida,
con necesidades de mantenimiento mınimas y una vida util larga. Las instalaciones fotovoltaicas
ayudan a ahorrar energıa en muchos casos y pese que inicialmente puedan requerir de una alta
inversion economica, esta es amortizable al cabo de un cierto tiempo, recibiendo energıa solar
en la vivienda de forma “gratuita”.
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Como desventajas, destacar la alta inversion inicial. El coste de una instalacion foto-
voltaica en una vivienda puede oscilar desde los 13000 euros hasta los 30000 o superior, sin
embargo, es una inversion recuperable a lo largo de su utilizacion. Otras desventajas pueden
ser la dependencia del clima, la necesidad de disponibilidad de espacio suficiente para su insta-
lacion, y la de utilizar energıas no limpias para la fabricacion de los paneles [21].
1.5.- ALGORITMOS MPPT.
Los algoritmos de seguimiento del punto de maxima potencia (MPPT) tienen como ob-
jetivo maximizar la energıa generada por el sistema fotovoltaico. Se implementa controlando
la tension para garantizar en todo momento el funcionamiento en el punto de tension pico de
la curva de potencia ante condiciones variantes, tales como la irradiancia, la temperatura y la
carga.
En este proyecto se expondran el algoritmo de control de perturbacion y observacion y
el algoritmo de conductancia incremental puesto que son los dos metodos mas basicos y ex-
tendidos. Existen otros algoritmos basados en el metodo fraccional (control de corriente de
cortocircuito o de tension de circuito abierto) o basados en la logica difusa (Fuzzy Logic Con-
trol).
1.5.1.- Perturbacion y observacion.
Su principio de funcionamiento se basa en la “perturbacion” de la tension de salida del
panel. Para ello, como se muestra en la figura 1.13, se compara la potencia proporcionada en un
instante actual con la potencia en un instante de tiempo anterior (∆P). En funcion de lo anterior
se modifica una variable, que sera la variable para controlar, denominada ciclo de trabajo o
“duty”, la cual tomara valores comprendidos entre cero y uno. Estas variaciones se realizan a
paso constante [6].
El algoritmo de perturbacion y observacion presenta algunos inconvenientes. En primer
lugar, las oscilaciones presentes en regimen permanente que no se pueden eliminar, y por otro
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Figura 1.13.- Algoritmo P&O mostrado en curva P-V [9].
lado, su baja eficiencia ante variaciones ambientales bruscas. Es el algoritmo mas basico. Se
muestra su flujograma a en la figura1.14.
INICIO
Medición V(k),I(k)
P(k)-P(k-1)=0Si
No
P(k)-P(k-1)>0SiNo
V(k)-V(k-1)>0 V(k)-V(k-1)>0Si No
Decremento
de Vref
Incremento
de Vref
No Si
Incremento
de Vref
Decremento
de Vref
RETURN
Figura 1.14.- Diagrama de flujo del algoritmo de perturbacion y observacion.
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1.5.2.- Conductancia incremental.
Presenta mejoras frente al de perturbacion y observacion puesto que su respuesta frente
a variaciones bruscas en las condiciones ambientales es buena y teoricamente elimina las oscila-
ciones presentes anteriormente en regimen permanente. La unica desventaja frente al algoritmo
anterior es el aumento de la dificultad de su implementacion [22].
El metodo de este algoritmo se basa en el hecho de que la pendiente de la curva de
potencia del panel solar es nula en el punto de maxima potencia, positiva a la izquierda y negativa
a la derecha de dicho punto de trabajo como puede verse en la figura 1.15. Se alcanza el punto
de maxima potencia comparando la conductancia instantanea con la conductancia incremental.
En funcion del resultado de la comparacion se incrementa o se disminuye el ciclo de trabajo o
“duty” del convertidor [22]. Un ejemplo del diagrama de flujo del algoritmo de conductancia
incremental puede observarse en la figura 1.16.
Figura 1.15.- Algoritmo Conductancia Incremental sobre curva P-V [10].
Como se ha dicho anteriormente, este metodo elimina las oscilaciones en regimen per-
manente una vez la derivada toma un valor igual a cero. En cambio, a la hora de implementarlo
digitalmente, no es algo comun alcanzar un valor de pendiente nulo en la curva de potencia, prin-
cipalmente a causa del error de cuantificacion. Este error es consecuencia de la resolucion de los
convertidores A/D, que truncan los valores tomados por los sensores de tension y de corriente.
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Por tanto, tratando de enmendar este inconveniente, se suele incluir una mınima tolerancia en la
condicion de derivada nula de tal manera que se asegure la ausencia de oscilaciones en regimen
permanente. Esta tolerancia suele ser ajustada comunmente mediante metodos heurısticos [22].
Decremento
de Vref
Incremento
de Vref
Decremento
de Vref
Incremento
de Vref
INICIO
Medición V(k),I(k)
∆V=V(k)-V(k-1)
∆I=I(k)-I(k-1)
∆V=0Si
No
I+(∆I/∆V)V=0 ∆I=0
∆I>0I+(∆I/∆V)V>0
Si
Si
No
No
Si
Si
No
No
RETURN
Figura 1.16.- Diagrama de flujo del algoritmo de conductancia incremental.
Mencionar que existen mejoras de este algoritmo como el de conductancia incremental
con doble cota que, para eliminar las oscilaciones en regimen permanente modifica el algoritmo
de conductancia incremental anadiendo una pequena cota en la deteccion de pendiente nula.
Esta cota esta relacionada con las mınimas variaciones de potencia que se pueden detectar y
para asegurar un buen funcionamiento tanto si la irradiacion aumenta como si disminuye, este
algoritmo utiliza dos cotas independiente para la zona de la izquierda del punto MPPT y para
la zona de la derecha. Con esta modificacion anadiendo dos cotas de error en la deteccion de
pendiente nula en la curva de potencia se eliminan las oscilaciones en regimen permanente sin
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alejarse del MPPT [22].
1.6.- SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO EN INSTALACIONES FOTO-VOLTAICAS.
La necesidad de un sistema de almacenamiento en una instalacion fotovoltaica surge
debido a que los paneles solares generan electricidad en las horas de sol, por ello es necesaria
la acumulacion de energıa en las horas del dıa con poco o nulo sol incidente como por ejemplo
por la noche. El principal objetivo de las baterıas o acumuladores es almacenar la energıa para
poder ser utilizada en los momentos de baja insolacion.
Las baterıas pueden llegar a ser el elemento mas caro y delicado de dimensionar en
una instalacion fotovoltaica ocupandose de varias funciones. En primer lugar, como ya se ha
comentado anteriormente, suministran energıa de apoyo en las horas de poco o escaso sol al-
macenando la energıa en horas de bajo consumo y cediendola en momentos de mucha demanda
energetica. Por otra parte, atienden suministros de consumo elevado y de corta duracion o de
falta de tension, y junto con el regulador de carga garantizan la estabilidad de funcionamiento
de toda la instalacion fotovoltaica [23].
Para que las baterıas tengan un mayor tiempo de vida y evitar su sobrecarga se utiliza un
regulador de carga. El regulador de carga se encarga de controlar el proceso de carga y descarga
del sistema de almacenamiento, siendo su principal mision garantizar la carga suficiente de la
baterıa evitando sobrecargas y asegurando el suministro electrico diario suficiente [23].
1.6.1.- Funcionamiento general.
Una baterıa esta formada por una celda electroquımica que puede definirse como una
caja cuyo interior contiene un lıquido compuesto por una sustancia quımica llamada electrolito.
Sumergidas en el lıquido hay dos placas metalicas llamadas electrodos, siendo un electrodo
negativo y el otro positivo, compuestos cada uno por un metal diferente. Se denomina catodo al
electrodo positivo y anodo al electrodo negativo. Si se unen ambos electrodos a una fuente de
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energıa, como en este caso serıan los paneles solares, se almacena energıa electrica mediante un
proceso quımico en el electrolito. La energıa quımica de su interior hace que entre los electrodos
se produzca una diferencia de potencial o tension que va aumentando lentamente hasta llegar a
una cierta tension donde la baterıa se habra cargado completamente [23].
Si por el contrario se conectan los electrodos a un circuito externo, la diferencia de po-
tencial hace que circule una corriente electrica por el circuito y con el paso del tiempo la celda
se va descargando a medida que la diferencia de tension va disminuyendo. Cuando la diferencia
de potencial es nula, la baterıa se habra descargado completamente [23].
1.6.2.- Parametros de una baterıa.
• Tension de la baterıa: Tension en bornes de la baterıa.
• Vida util: La vida util de una baterıa se mide por la cantidad de ciclos de carga y descarga
que es capaz de realizar. Para conseguir una vida util adecuada las baterıas no deben
descargase totalmente, sino solo un cierto porcentaje. Cuanto menos profundos sean los
procesos de descarga, mayor sera la vida util del acumulador [23].
• Profundidad de descarga (DOD): Es el maximo porcentaje del total de la carga de una
baterıa que se puede llegar a descargar en un ciclo completo de carga y descarga. En insta-
laciones fotovoltaicas se usan baterıas de ciclo profundo, es decir, aguantan una descarga
de hasta el 80 por ciento de su carga total [23].
• Capacidad de la baterıa: Se define como la cantidad total de corriente que es capaz de
suministrar la baterıa en un determinado tiempo y con una tension determinada cuando
esta cargada al 100%. Es decir, define la cantidad electricidad que puede almacenar la
baterıa durante la carga y durante la descarga. Se mide en Amperios hora (Ah) [23].
• Temperatura: Si aumentase la temperatura se incrementarıa la capacidad, pero durarıa
menos. Es comun que los fabricantes especifiquen los parametros caracterısticos para una
temperatura de 25ºC [23].
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Existen otros factores que afectan al rendimiento de toda la instalacion fotovoltaica,
como, por ejemplo, la eficiencia de carga. La eficiencia de carga es la relacion entre la energıa
utilizada para almacenar en la baterıa y la realmente almacenada. Tambien cobra importancia la
autodescarga, que se define como la perdida de capacidad de una baterıa cuando esta almacenada
en circuito abierto o sin usar por la reaccion entre los materiales que la componen. Puede con-
siderarse la autodescarga como un consumo adicional que demanda un determinado porcentaje
de energıa almacenada [23].
1.6.3.- Clasificacion de las baterıas.
La clasificacion mas general es segun el acceso al electrolito, dividiendose en baterıas
abiertas o baterıas cerradas. Ahora bien, a la hora de seleccionar un acumulador para almacenar
energıa en una instalacion fotovoltaica se dispone de los siguientes tipos de baterıas:
• Baterıas Monoblock: Destinadas a instalaciones fotovoltaicas pequenas donde debe man-
tenerse una relacion calidad-precio equilibrada. Sus placas estan reforzadas con rejilla y
un aislamiento especial que provoca una reducida perdida de agua. Se recomienda su uso
para sistemas aislados, telecomunicaciones, senalizacion o repetidores [24].
• Baterıas AGM: Incorporan valvulas de regulacion de gases para evitar perdidas y obtener
un mayor rendimiento. Adecuadas para instalaciones en las que se requieren corrientes
muy elevadas en plazos de tiempo cortos ya que la resistencia interna de este tipo de
baterıa es muy baja [24].
• Baterıas estacionarias: Poseen una larga vida util, superior a los 20 anos, y permiten pro-
fundos ciclos de descarga diarios con buenos resultados ante cualquier tipo de consumo.
Por ello, son idoneas para situaciones en las que se tiene un consumo diario durante largos
perıodos de tiempo [24].
• Baterıas de electrolito gelificado o Gel: Presentan un funcionamiento cıclico de alta cali-
dad por lo que son adecuadas para instalaciones fotovoltaicas de tamano medio y grande
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que esten previstas para funcionar largos perıodos de tiempo o donde el mantenimiento
sea muy complicado de realizar [24].
• Baterıas de Litio: Su aleacion de Li-Fe permite una descarga del 100 por cien de su
potencia a diferencia del resto de baterıas. Esto permite que el proceso de carga sea mucho
mas rapido que en todas las demas y permite multiples procesos de descarga. Son una
buena eleccion como sistema de almacenamiento en instalaciones fotovoltaicas aisladas ya
que otra de sus ventajas es el sistema de gestion de la baterıa y el servicio interrumpido con
fuente de alimentacion autonoma, incluso si se diese el caso de fallo de alimentacion [24].
Poseen mejor densidad energetica, lo que se traduce en que comparando dos baterıas de
tamano similar de Litio y Plomo acido la de Litio triplicarıa su capacidad, no es necesario
su mantenimiento ya que estan encapsuladas, tienen una vida util mas prolongada y el
perfil energetico que mide el estado de carga en relacion al tiempo de carga y la utilizacion
es mayor en este tipo de baterıas; el Litio aprovecha mejor la energıa [25].
1.6.4.- Baterıas de ion-Litio para instalaciones fotovoltaicas aisladas de la red.
Como se ha visto en el anterior apartado, existen varios tipos de baterıas que a lo largo
de la historia han ido mejorando su vida util y su seguridad gracias a la diferencia de materiales
de las componen. El objetivo es conseguir un mayor porcentaje de eficiencia y por ello en los
ultimos anos las baterıas mas utilizadas para aplicaciones de fotovoltaica son las baterıas de
Litio.
El principal problema de las baterıas existentes antes que las de Litio es su contenido en
metales toxicos, como por ejemplo, el plomo. Por ello surgio la primera baterıa de ion Litio
compuesta por un catodo de sulfuro de Litio y Titanio que era capaz de acomodar en su interior
los iones de litio que procedıan del anodo. El anodo era de Litio metalico y cuando la baterıa
se sobrecalentaba, podıa llegar a explotar debido a que tras cada ciclo de carga y descarga se
forman dendritas de Litio que traspasaban la barrera del electrolito hasta llegar al catodo y
produciendo ası un cortocircuito. Para resolver el problema, implementando un anodo de un
material diferente, como por ejemplo el coque del petroleo, se conseguıa acomodar el Litio de
forma muy eficiente [26].
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En la actualidad, se producen baterıas con anodos de oxido de Co-Li y catodo de coque,
donde el hecho de que los iones entren y salgan de forma ordenada garantiza que las baterıas
apenas tengan efecto memoria, es decir, pueden ser cargadas sin necesidad de espera a que se
hayan descargado completamente. Es comun sustituir el exito de Co-Li por fosfato de Fe-Li, ya
que es un elemento quımico caro [26].
Las baterıas Li-Ion son destacables frente el resto por su gran capacidad energetica, su
reducido peso y su tamano. Las mas habituales se forman de un catodo de oxido de cobalto y un
anodo de un material similar al grafito, donde ambos poseen una disposicion laminar en la que
puede albergar el Litio. Por tanto, segun se trate del proceso de descarga o de carga, el Litio se
desplazara de anodo a catodo o viceversa. Por el contrario, los electrones circularan a traves de
un circuito externo [26].
Cuando la baterıa esta completamente cargada, todo el Litio se encuentra en el anodo
de coque y durante la descarga los iones fluyen a traves del electrolito desde el anodo hasta el
catodo de oxido de Co-Li. A su vez, los electrones fluyen de la misma manera, pero siguiendo un
circuito exterior, alimentando las cargas receptoras conectadas. La razon de que la baterıa ceda
energıa a citadas cargas se explica por la diferencia de potencial electroquımico entre los iones
de Litio y el oxido de Co-Li. El voltaje suministrado por la baterıa dependera de la diferencia
de potencia entre el catodo y el anodo. Cuando todos los iones de Litio lleguen al catodo, se
produce la descarga completa de la baterıa. Similar principio de funcionamiento sigue el proceso
de carga [26].
1.7.- TOPOLOGIA DE LOS CONVERTIDORES DE POTENCIA.
Un convertidor de potencia es un dispositivo electronico capaz de realizar la conversion
de energıa electrica de un formato a otro diferente. Como se ha visto en el apartado de tipos de
sistemas fotovoltaicos aislados, en este tipo de instalaciones sera necesaria la implementacion
de un convertidor DC/DC para el conjunto fotovoltaico, otro para el conjunto de baterıas, y un
convertidor DC/AC o inversor para la conexion de las cargas receptoras alimentadas en corriente
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alterna.
1.7.1.- Convertidores DC/DC para el sistema de generacion.
Para el sistema de generacion sera necesario la implementacion de un convertidor ele-
vador o boost converter en ingles, cuyo objetivo es obtener a su salida una tension continua
superior a la tension de su entrada.
La topologıa del convertidor elevador se muestra en la figura 1.17 y su principio de
funcionamiento es el siguiente: cuando el interruptor Switch se cierra durante un tiempo t1, la
bobina L se carga almacenando en ella energıa procedente de la fuente Vi. Simultaneamente la
carga de salida R es alimentada por el condensador C. Cuando el interruptor se abre durante un
tiempo t2 la corriente comienza a circular a traves del diodo D1, despues por el condensador y
finalmente por la carga de salida [27].
L
Vi Switch
D1
C RVc Vo
Figura 1.17.- Topologıa convertidor Boost.
1.7.2.- Convertidores DC/DC para el sistema de almacenamiento.
Dado que la funcion del convertidor para el sistema de almacenamiento es cargar el
conjunto de baterıas por una parte y descargar la energıa almacenada en ellas hacia las cargas
receptoras por otra, la topologıa de convertidor utilizada es un convertidor bidireccional (fusion
de un convertidor reductor con un elevador) con la topologıa de la figura 1.18.
El modelo del convertidor esta compuesto por una bobina que almacena y libera energıa,
con dos condensadores a cada lado del convertidor los cuales filtran la corriente y mantienen
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Vlow
Vhigh
Clow
L
S1
S2
D1
D2
Chigh
Figura 1.18.- Topologıa convertidor DC/DC bidireccional.
constante la tension a cada lado del convertidor. Los diodos D1 y D2 son los encargados de
permitir el flujo de corriente entre el lado de mayor y el de menor tension [28]. Existen dos
formas de funcionamiento:
• Como elevador: Con S1 abierto y S2 cerrado. La corriente parte de la baterıa (V low) a
traves de la bobina L, del interruptor S2 y cerrando ası el circuito. De esta forma la bobina
almacena energıa en el campo magnetico que se crea en ella. Cuando se abre S2 y se
interrumpe el paso de la corriente por la bobina, esta libera la energıa almacenada en ella
aumentando su tension de manera que corriente circula a traves del diodo D1. Al cerrar
de nuevo S2 se repite el proceso [28].
• Como reductor: Con S2 abierto y S1 cerrado. La corriente circula de la fuente de tension
de alto voltaje V high a traves de S1 pasando por la bobina, la cual se carga de energıa.
Cuando se abre S2, la fuente V high deja de enviar corriente a la baterıa V low y la bobina
libera la energıa acumulada enviando la corriente hacia V low a traves del diodo D2. Al
cerrar de nuevo S1, la bobina vuelve a cargarse repitiendose todo el proceso [28].
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1.7.3.- Inversores DC/AC.
La implementacion de un inversor DC/AC es necesaria para poder obtener una senal
monofasica senoidal en corriente alterna a partir de una senal en corriente continua. Existen dos
formas de clasificar los inversores, en primer lugar segun su topologıa. Si se trata de un inversor
monofasico como en este proyecto, puede usarse una topologıa en medio puente, en puente
completo (la que se explicara a continuacion) o Push-Pull. En segundo lugar, se clasifican segun
su tipo de modulacion: modulados por variacion del ancho de pulso o modulacion del ancho de
pulso PWM que puede ser con conmutacion bipolar o unipolar [29].
Existen varias tecnicas para realizar una variacion en la ganancia del inversor y con ello
el voltaje de salida, pero en este documento se expondra la incorporacion de un control por
modulacion por ancho de pulsos (PWM) con conmutacion unipolar ya que es la forma mas
eficiente, y una topologıa como la de la figura 1.19 en puente completo.
Un puente completo esta formado por dos medios puentes y es utilizado para rangos de
potencia superiores. En este tipo de modulacion existen dos senales sinusoidales de control, V ca
y V cb donde una es opuesta a la otra. Estas tensiones de control danlugar a dos tensiones dife-
rentes a la salida de cada semipuente Vao y V bo. Se compara una senal continua de referencia
con una senal triangular y mediante un parametro denominado ındice de modulacion se controla
el voltaje de salida [29]. Siguiendo esta secuencia se obtiene una tension de salida Vab con la
forma que se visualiza en la figura 1.20.
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Vdc
R
S1 S2
S3 S4
Vo
Figura 1.19.- Topologıa inversor DC/AC en puente completo.
Figura 1.20.- Tension a la salida con control unipolar [11].
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2. Objetivos concretos y relacion con
el estado actual.2.1.- OBJETIVOS.
El contenido de este proyecto abarcara todo el dimensionamiento de una instalacion
fotovoltaica aislada de la red electrica, explicandose detalladamente el procedimiento que debe
seguirse analizando un caso concreto a modo de ejemplo. El objetivo final es poder seguir
este procedimiento para llevar a cabo el dimensionamiento de cualquier otro caso practico sin
conexion a la red. Para alcanzar este objetivo, se plantean los siguientes objetivos concretos:
• Estudio del estado del arte: a partir de las fuentes bibliograficas citadas al final de este
documento se pretende adquirir un previo conocimiento para la realizacion de todo el
diseno.
• Metodologıa de dimensionamiento de la instalacion: se describiran todos los pasos y
calculos que se deben seguir para el dimensionamiento de una instalacion fotovoltaica
aislada de la red en funcion de la irradiancia y meteorologıa de la zona a electrificar, ası
como del consumo y uso de la vivienda. Para ello se analizara un caso ejemplo utilizando
el software Matlab como herramienta y PVGIS como base de datos.
• Comprobacion de resultados con PVSyst: procedimiento que habrıa que seguir para el
dimensionamiento de toda la instalacion mediante el software PVSyst. Ademas se podra
comprobar que todos los resultados obtenidos en el apartado anterior son correctos y la
instalacion es viable.
• Estudio de viabilidad del diseno mediante simulaciones en MATLAB/Simulink: en
este apartado se implementaran los sistemas de control y los modelos promediados de los
convertidores de potencia involucrados en la instalacion. Se considerara tambien el mode-
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lo de consumo, el modelo de baterıas y el modelo de los paneles fotovoltaicos incluyendo
su algoritmo MPPT para obtener la maxima potencia en funcion de la irradiancia.
2.2.- RELACION CON EL ESTADO ACTUAL.
El interes por el desarrollo de un procedimiento ordenado para llevar a cabo el dimen-
sionamiento de una instalacion fotovoltaica, concretamente aislada de la red electrica, surge de-
bido a la existencia de diversos metodos para el diseno y dimensionamiento de instalaciones so-
lares. Por ello, se pretende hacer una recopilacion de esta metodologıa existe con el fin de hacer
uso de ella y llevar a cabo un diseno completo de una instalacion solar partiendo unicamente de
la ubicacion en la que se encuentre:
• Metodos para el dimensionamiento. Existe un Pliego de Condiciones Tecnicas Aisladas
de Red redactado por el IDAE el cual fija las condiciones mınimas que deben cumplir este
tipo de instalaciones, pretendiendo servir como una guıa de diseno y dimensionamiento
asegurando ası una buena calidad para beneficio del usuario y del propio desarrollo de esta
tecnologıa. Ademas esta asociado a las lıneas de ayuda para la promocion de instalaciones
de energıa solar fotovoltaica en el ambito del Plan de Energıas Renovables [14].
Por otra parte se dispone de softwares o herramientas que realizan un dimensionado y un
estudio de viabilidad de la instalacion a partir de una serie de datos introducidos. En este
proyecto se hablara concretamente, en apartados posteriores, de la herramienta PVSyst;
una aplicacion de pago capaz de realizar un diseno completo de una instalacion foto-
voltaica y una evaluacion final de la misma.
• Metodos para la obtencion de datos de meteorologıa e irradiancia. En este documento
se destacara la base de datos de la herramienta online PVGis [8] que pone a disposicion
del usuario los datos de irradiancia de dıas de cualquier mes en diversos anos em funcion
de la ubicacion, la orientacion y la inclinacion del conjunto fotovoltaico. Ademas tambien
permite hacer sencillos calculos de la instalacion. Tambien PVSyst, nombrado anterior-
mente, proporciona cualquier perfil de irradiancia a partir de su propia base de datos.
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• Metodos para la obtencion de datos reales de perfiles de carga. En este proyecto se
hara mencion a la base de datos de Pecan Street. Pecan Street es una organizacion que
mide el uso electrico y la generacion de energıa de casi mil hogares voluntarios en toda su
red de investigacion. Se trata de mediciones unicas y de alta resolucion (proporciona datos
cada segundo, cada minuto, o cada quince minutos) recopiladas de hogares repartidos en-
tre Texas, California, Austin y New York. La base de datos, en su gran variedad, propor-
ciona datos residenciales de energıa y agua incluyendo uso de energıa del hogar completo,
uso de electrodomesticos, comportamiento del ciclo de carga del vehıculo electrico, gene-
racion solar, etc [30].
Aunque hay muchos otros metodos, normativas, recomendaciones y guıas para el dimen-
sionamiento de instalaciones fotovoltaicas que, por no ser el objetivo en este proyecto ya que se
basa en el estudio de instalaciones aisladas de la red, no se han expuesto anteriormente. Como
conclusion, todas las herramientas definidas anteriormente deben contribuir a una mejorıa en el
dimensionamiento y a la obtencion de una estimacion mas precisa del funcionamiento de la ins-
talacion fotovoltaica, siendo ası posible la realizacion de simulaciones en el dominio del tiempo
de alta resolucion. Con ella se podra evaluar la viabilidad del dimensionamiento realizado, el
comportamiento dinamico y la calidad de suministro de la instalacion.
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3. Metodologıa de trabajo.
Para la realizacion de este proyecto se ha dividido el tiempo en el que se ha llevado a
cabo su desarrollo en varias fases con el fin de obtener resultados satisfactorios mediante una
buena organizacion temporal.
• FASE I: Del 19/03/2020 al 11/04/2020. Contextualizacion y toma de contacto con el
trabajo a realizar. Planificacion, busqueda de la normativa aplicable en la actualidad y de
los conceptos teoricos en los que se apoya el proyecto.
• FASE II: Del 11/04/2020 al 22/06/2020. Dimensionamiento de la instalacion para una
vivienda ejemplo. Seleccionando una determinada ubicacion se lleva a cabo todo el diseno
y dimensionamiento de la instalacion fotovoltaica incluyendo una estimacion de las cargas
receptoras que puede haber en una vivienda unifamiliar.
• FASE III: Del 22/06/2020 al 31/07/2020. Realizacion del curso online de 4,5 horas de
PVSyst (Diseno y calculo de sistemas fotovoltaicos en PVSyst) y comprobacion mediante
este software de los resultados obtenidos en otros apartados.
• FASE IV: Del 07/09/2020 al 06/10/2020. Comienzo del modelado de la instalacion me-
diante MATLAB/Simulink y comienzo de la escritura de esta memoria.
• FASE V: Del 06/10/2020 al 30/11/2020. Desarrollo del modelado de toda la instalacion
en Simulink y analisis de los resultados.
• FASE VI: Del 30/11/2020 hasta la fecha de presentacion de este proyecto. Modificacion
de algunos puntos para optimizar la instalacion, redaccion de la memoria recopilando toda
la informacion anteriormente obtenida.
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4. Trabajo realizado y resultados
obtenidos.4.1.- DIMENSIONAMIENTO DE UNA INSTALACION FOTOVOLTAICA
AISLADA.
El diseno y dimensionamiento de toda la instalacion dependera vigorosamente de las
caracterısticas y de la ubicacion de la vivienda en cuestion. Por ello, uno de los objetivos en
el dimensionamiento sera partir de datos modificables con el fin de automatizar y facilitar los
calculos en caso de necesitar dimensionar la instalacion fotovoltaica de cualquier otra vivienda.
Todos los calculos de este apartado se incluiran en un script de Matlab adjunto a este documento
en el Apendice I (pagina 111).
Para el dimensionamiento de toda la instalacion en primer lugar se estimara la necesidad
energetica de la vivienda. En segundo lugar se seleccionara el tipo de instalacion a implementar,
los componentes comerciales que la constituyen, y finalmente se realizaran los calculos y las
agrupaciones necesarias.
4.1.1.- Estimacion del consumo energetico que debe cubrir la instalacion fotovoltaica.
El principal objetivo es disenar un sistema final capaz de proporcionar la energıa sufi-
ciente como para satisfacer las necesidades de una vivienda del sector residencial. Para ello,
sera necesario obtener la demanda de la instalacion electrica de la vivienda, conociendo la po-
tencia que consumen todos los receptores conectados ya sea en corriente continua o en corriente
alterna.
En este caso se trata de una residencia unifamiliar de la cual no se dispone aun de
registros fiables de potencias maximas y consumos energeticos por parte de una distribuidora
electrica para la obtencion de un perfil de carga real. Por tanto, se procedera a realizar una
estimacion de posibles cargas receptoras conectadas a una vivienda de estas caracterısticas, ası
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como la potencia que consumen durante su funcionamiento.
4.1.1.1.- Consumo electrico del sector residencial.
Para calculos coherentes, la estimacion se basara en datos anteriormente registrados y
proporcionados por el Instituto para la Diversificacion y Ahorro de la Energıa (IDAE). Con-
cretamente, hay que destacar la existencia de un proyecto denominado PROYECTO SECH-
SPAHHOUSEC (Ano 2011) [12], donde se lleva a cabo un estudio detallado de las necesidades
energeticas del sector residencial en Espana, a traves de encuestas telefonicas y encuestas con
mediciones presenciales.
A partir de los datos proporcionados por dicho proyecto, se puede concluir que la fuente
mas utilizada es la electricidad donde los hogares espanoles consumen un 25% de la total pro-
ducida. A su vez, esto supone un consumo en Espana de un 17%de toda la energıa disponible.
Figura 4.1.- Porcentajes de consumo segun usos energeticos de una vivienda residencial
espanola [12].
Fijandose en la zona atlantica norte del paıs, que en este caso es la zona de Espana donde
se encuentra ubicada la vivienda a analizar en este proyecto, se puede visualizar que como cabrıa
esperar, los servicios de mayor consumo son la calefaccion y los electrodomesticos. En la figura
4.1 se aprecian segun porcentaje los electrodomesticos mas usuales.
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Como conclusion, con el fin de agilizar los calculos, para la obtencion del consumo de
energıa total se hara una simplificacion en la que se tendran en cuenta aquellos servicios que
producen un consumo de electricidad notable, citados a continuacion:
• Calefaccion electrica
• Cocina, vitroceramica
• Frigorıfico
• Microondas
• Lavadora
• Horno
• Televisor
En este apartado se ha estimado que cargas receptoras cobran mas importancia en una
vivienda rural en la zona norte de Espana. Ahora bien, sera necesario tener una aproximacion
de la potencia maxima que consume cada una cuando se encuentran en pleno funcionamiento,
ası como las horas de funcionamiento diarias para la obtencion de un perfil de carga.
4.1.1.2.- Calculo del consumo energetico de la vivienda.
Una posible opcion para este apartado, y la mas exacta, serıa revisar uno a uno los elec-
trodomesticos analizando sus caracterısticas y sus perfiles de carga. Para esto se deberıa de
disponer de las hojas de caracterısticas de cada uno de ellos. Como en este caso la opcion co-
mentada anteriormente no es posible, se seguira una muestra del consumo de potencia promedio
de cada receptor a modo de referencia. Los datos reales se moveran entorno a cifras de potencia
similares a los de la tabla 4.1, dependiendo de factores tales como el tipo de electrodomesticos,
el uso que verdaderamente se le da, etc.
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Carga Potencia
Frigorıfico 250-350 W
Microondas 900-1500 W
Lavadora 1500-2200 W
Lavavajillas 1500-2200 W
Horno 1200-2200 W
Vitroceramica 900-2000 W
Televisor 150-400 W
Aire acondicionado 900-2000 W
Calefaccion electrica 1000-2500 W
Calefaccion electrica de bajo consumo 400-800 W
Tabla 4.1.- Rango de valores que consumo comunmente cada carga conectada a la vivienda [13].
Usando estos datos tabulados y contrastandolos con valores reales expuestos en dife-
rentes hojas de caracterısticas proporcionadas por los fabricantes de diversas marcas, se llevara
a cabo el calculo de la potencia siguiendo los siguientes criterios:
• Primero: Se obtendra la potencia total como suma de la potencia individual que consume
por hora cada una de las cargas que se ha decidido instalar en la vivienda. Ademas, se
anadira 1kW que hara referencia al consumo debido a la iluminacion y otras cargas de
bajo consumo.
La tabla 4.2 muestra los valores de potencia finalmente seleccionados, en Watios.
El valor calculado corresponde a la potencia maxima o potencia pico que consumirıan las
cargas consideradas si estuvieran funcionando a la vez. Es decir, en el caso de conectar
todos los electrodomesticos simultaneamente, se precisarıan 6780 W para abastecer la
vivienda.
La corriente que circula por las lıneas electricas y de la que se dispone en nuestras casas
a traves de los enchufes es corriente alterna (AC), debido a sus diversas ventajas frente a
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Carga Tipo Potencia
Vitroceramica AC 1000 W
Frigorıfico AC 200 W
Microondas AC 800 W
Lavadora AC 1500 W
Horno AC 1200 W
Televisor AC 80 W
Calefaccion electrica AC 1000 W
Iluminacion y otros AC 1000 W
TOTAL 6780 W
Tabla 4.2.- Valores de potencia seleccionados para cada carga.
la corriente continua (DC), destacando su facilidad de transporte. Por este motivo, se ha
considerado para el calculo generico que todos los electrodomesticos, ası como la cale-
faccion electrica, estaran trabajando en corriente alterna y no se contemplaran cargas en
corriente continua. Aunque no es el caso, a veces es necesario el uso de corriente continua
que generalmente se usa para aplicaciones de bajo voltaje.
• Segundo: Como cabe esperar, es bastante improbable que en una vivienda unifamiliar se
conecten todas las cargas a la vez. Sera necesario aplicar a la potencia maxima un factor
de simultaneidad.
El RD 842/2002 [15], en concreto la instruccion tecnica ITC-BT-10 que define los pasos
a seguir para este calculo, no establece ningun valor para factor de simultaneidad en ho-
gares del sector residencial. No obstante, para tomas de iluminacion por ejemplo, suele
emplearse un factor de valor 0,75. Aplicandolo se obtiene como resultado una potencia de
5085 W. Concluyendo, esta potencia sera la potencia realmente requerida para abastecer
la vivienda definida en este proyecto con energıa solar. A modo de ejemplo, si por el
contrario se tuviera la intencion de contratar el suministro de electricidad mediante una
distribuidora electrica, la potencia que se deberıa seleccionar serıa la inmediatamente su-
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perior a 5085 W comprobando que dicho valor es superior al valor de la carga que mas
potencia consume.
• Tercero: Definiendo horas de funcionamiento para cada carga receptora, y teniendo en
cuenta una vivienda de uso anual, se llega a los valores de consumo energetico expresados
en Wh de la tabla 4.3.
Carga Tipo Potencia Horas Energıa
Vitroceramica AC 1000 W 1 1000 Wh/dıa
Frigorıfico AC 200 W 4 800 Wh/dıa
Microondas AC 800 W 0,10 80 Wh/dıa
Lavadora AC 1500 W 0,5 750 Wh/dıa
Horno AC 1200 W 0,5 600 Wh/dıa
Televisor AC 80 W 4 320 Wh/dıa
Calefaccion electrica AC 1000 W 4 4000 Wh/dıa
Iluminacion y otros AC 1000 W 3 3000 Wh/dıa
TOTAL 10550 Wh/dıa
Tabla 4.3.- Calculo de la energıa consumida por cada carga instalada.
La eleccion del tiempo de funcionamiento de cada carga, expresado en horas, es una esti-
macion que podrıa variar dependiendo de las diferentes costumbres dentro de una vivienda
habitada.
Se obtiene como resultados:
– Un consumo medio de energıa diario de cargas en alterna: Lmd,AC=10550 Wh/dıa
– Un consumo medio de energıa diario de cargas en continua: Lmd,DC=0 Wh/dıa
4.1.2.- Especificaciones y seleccion del tipo de instalacion.
En este documento se estudiara la viabilidad del proyecto apoyandose en un caso practico
de una vivienda. Para ello, se supone una vivienda unifamiliar situada en una zona rural de
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Asturias donde se conoce la ubicacion y se pretende una autonomıa anual. Los datos conocidos
se muestran en la tabla 4.4, donde la justificacion de la eleccion de algunos de ellos, como por
ejemplo la tension del inversor que correspondera a la tension del bus de continua, sera explicada
en apartados posteriores de modelado de la instalacion.
Dato Valor
Ubicacion Gozon, Asturias, Espana
Longitud -5,858º
Latitud 43,597º
Altitud 21 msnm
Huso horario +1
Numero ocupantes 3 personas
Autonomıa vivienda Anual
Voltaje entrada inversor Vdc 400 V
Voltaje nominal baterıas Vbat 48 V
Tabla 4.4.- Especificaciones de la vivienda.
Como se ha explicado en previos apartados, existen dos tipos de topologıas para instala-
ciones fotovoltaicas aisladas con acumulacion. Por ello es necesario elegir el sistema que mas
se ajuste al caso practico que se esta estudiando. En este caso, se trata de una vivienda con car-
gas de consumo unicamente en corriente alterna y aislada de la red electrica, por tanto, toda la
energıa generada por los paneles sera almacenada en el sistema de baterıas para posteriormente
cederla al inversor cuando detecte consumo. Teniendo esto en cuenta, se elegira un sistema de
instalacion DC-Coupling en configuracion AC , tambien conocido como sistema clasico. La
topologıa de potencia sigue la figura 4.2 que muestra los componentes necesarios. Hay que
diferenciar con la topologıa comercial, por ejemplo, en muchas ocasiones el encapsulado del
inversor incluye ambos convertidores DC/DC.
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Generador
PV
Sistema de
almacenamiento
Convertidor
DC/DC
Convertidor
DC/DCCARGAS AC
Inversor
transformador
de red
Figura 4.2.- Topologıa tipo de instalacion seleccionada.
4.1.3.- Dimensionamiento y seleccion del conjunto fotovoltaico.
El objetivo de este apartado sera obtener el numero de paneles fotovoltaicos necesarios
para satisfacer al completo las necesidades energeticas de la vivienda, ası como la manera mas
eficiente de agruparlos para cumplir con las especificaciones. Para seleccionar un panel foto-
voltaico comercial y calcular el numero, sera necesario conocer la cantidad de energıa diaria
que se debe producir, las condiciones de radiacion de cada mes del ano, las condiciones de la
instalacion y el criterio que se usara para el dimensionamiento.
4.1.3.1.- Calculo del consumo medio de energıa diario real.
Anteriormente se ha calculado el consumo medio diario de la instalacion en terminos
nominales, pero se ha de tener en cuenta que se trata de un valor ideal y que cabrıa la posibili-
dad de sobredimensionar la instalacion aplicando un margen de seguridad de un 20 % como
maximo [14]. Tambien se debe considerar que habra perdidas debidas al rendimiento de los
elementos de la instalacion, en concreto en la baterıa y en el inversor. Tambien en otros ele-
mentos como por ejemplo todos los conductores, el cableado, etc.. En la tabla 4.5 se muestran
los valores tomados. La eficiencia del inversor y de la baterıa son obtenidos de las respectivas
hojas de caracterısticas de los elementos comerciales que se han seleccionado en los posteriores
apartados, y el rendimiento de los conductores no se ha tenido en cuenta al no ser objetivo de
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este proyecto.
Factores Valor [pu]
η inversor 0,93
ηbateria 0.96
ηconductores 1
Margen Seguridad 1
Tabla 4.5.- Factores calculo paneles solares.
Lmd =Lmd,DC+ Lmd,AC
η inversor
ηbateria×ηconductoresWh/dıa (4.1)
Consecuentemente, teniendo en cuenta los valores anteriores y utilizando la ecuacion
4.1, se obtienen los valores mostrados en la tabla 4.6 donde Lmd corresponde al consumo medio
diario real.
Consumos medio de energıa Valor nominal Valor sobredimensionado un 20 %
Lmd 11817 Wh/dıa 14180,4 Wh/dıa
Tabla 4.6.- Resultados obtenidos de el consumo medio de energıa de la vivienda.
4.1.3.2.- Orientacion e inclinacion optimas.
Tanto la orientacion de los paneles (α), como la inclinacion optima (β ), son dos factores
fundamentales que se deben tener en cuenta para la optimizacion de la instalacion solar. Otros
factores son la existencia de elementos, como por ejemplo arboles, que puedan generar sombras
sobre los paneles y efectos atmosfericos. Estos dos ultimos se despreciaran para este proyecto
ya que la presencia de elementos y el efecto que puede tener sobre los paneles es complicado de
calcular de forma teorica y en este caso concreto no es el factor mas influyente.
El objetivo a la hora de posicionar un panel solar es conseguir una incidencia de los rayos
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solares lo mas perpendicular posible para maximizar la generacion de energıa. Como la trayec-
toria del sol no es la misma durante todos los meses del ano, no existe un criterio homogeneo
para calcular el angulo de inclinacion optimo, el cual alcanza valores entre 0 y 90 grados. Lo
ideal serıa disponer de un sistema de seguimiento solar de tal manera que automaticamente se
haga un reajuste de la inclinacion del panel. En este caso, se seguira un criterio de seleccion uti-
lizando los datos que sugiere el IDAE para las condiciones de irradiacion en Espana, mostrados
en la tabla 4.7. En cualquier otro caso y para cualquier otra ubicacion, el software PVGis [8]
ofrece valores de inclinaciones optimas a partir de las coordenadas geograficas del lugar donde
se ubique la vivienda.
Perıodo de diseno βopt K
Diciembre Φ+10º 1,7
Julio Φ-20º 1
Anual Φ-10º 1.15
Tabla 4.7.- Valores de inclinacion optima proporcionados por el IDAE [14].
Para este proyecto, al tratarse de una vivienda de uso anual, se debe tener en cuenta la
ultima fila, donde Φ corresponde a la latitud de la ubicacion en grados y K es un factor de
correccion para la inclinacion del panel. Recordando que la localizacion de la vivienda del
caso a estudiar tiene una latitud de 43, 597°, se obtiene un angulo de inclinacion optimo con
valor βopt=33,597°. Ademas, como caso tıpico en este paıs, los paneles seran orientados al sur,
obteniendo ası un angulo azimut α=0°.
4.1.3.3.- Radiacion solar.
Se puede definir la radiacion como una transferencia de energıa por ondas electromagneticas
que se produce directamente desde la fuente hacia todas las direcciones, atravesando el espacio
interplanetario desde el Sol hasta la Tierra. En concreto para este proyecto, interesa el estudio
de la radiacion global, que es la suma de la radiacion recibida directamente del disco solar o
radiacion directa y la radiacion difusa dispersada al atravesar la atmosfera.
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Como suele ser habitual, el criterio para dimensionar la instalacion sera considerar la
radiacion global del mes mas desfavorable, es decir, el mes mas escaso de radiacion. Tras el
calculo del consumo, se usara la aplicacion online PVGIS [8] con el fin de obtener datos fiables
de la radiacion solar global para la localizacion de la vivienda estudiada en este proyecto.
En la pantalla principal del programa se introducen los datos exactos de la ubicacion
seleccionando la opcion de datos mensuales de irradiacion global, calculada para el angulo de
inclinacion optimo obtenido anteriormente. Se observan los siguientes resultados.
Figura 4.3.- Irradiacion mensual con la ubicacion seleccionada y el angulo de inclinacion
optimo [8].
En la figura 4.3 se observa que el mes de menos irradiacion global, es decir, el mes mas
desfavorable, es enero con un valor de 59880 Wh por metro cuadrado. Por tanto, sera necesario
obtener los datos de irradiacion diaria en este mes. De nuevo a traves de la herramienta online
PVGIS, con la inclinacion optima fija y orientacion al sur, se obtienen los datos de irradiacion
global en un dıa cualquiera del mes de enero.
De la figura 4.4 se obtiene la irradiacion por cada hora en un dıa cualquiera del mes de
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Figura 4.4.- Irradiacion diaria en el mes mas desfavorable [8].
enero. La suma de la irradiacion recibida por los paneles fotovoltaicos en cada hora del dıa dara
el resultado de la irradiacion global diaria. Realizando los calculos se obtiene un valor de 2447
Wh/m2 diarios.
Por ultimo, el siguiente paso es calcular las horas de sol pico dividiendo la irradiancia
diaria incidente entre valor de la potencia de irradiancia en condiciones estandar de medida, es
decir, 1000 W/m2. El resultado de la division da 2,477 horas.
4.1.3.4.- Seleccion de un panel fotovoltaico comercial.
La eleccion de un panel solar adecuado no es unica puesto que existen diversos fabri-
cantes y diferentes paneles solares, pero es importante elegir un modulo fotovoltaico con una
tension nominal inferior a la tension admitida por el inversor. En este caso se elige un modulo
PV del fabricante LG Electronics, modelo LG 400 N2W −A5, cuya hoja de caracterısticas se
adjunta en el Apendice II de este documento (pagina 117) y sus parametros mas importantes en
condiciones estandar (25ºC, 1000 W/m2) se reflejan en la tabla 4.8.
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Caracterısticas Valores
Potencia maxima Pmpp 400,3 W
Voltaje de circuito abierto Voc 49,3 V
Voltaje del punto de maxima potencia V mpp 40,6 V
Corriente de cortocircuito Isc 10,47 A
Corriente del punto de maxima potencia Impp 9,86 A
Tabla 4.8.- Caracterısticas panel solar seleccionado.
4.1.3.5.- Calculo y agrupacion del conjunto fotovoltaico.
A partir de los datos del modulo fotovoltaico seleccionado y haciendo uso de la ecuacion
4.2, se obtiene el numero total de modulos solares necesarios para la instalacion.
Nt =Lmdcrit
Pmpp×HPScrit ×PRpaneles (4.2)
Lmdcrit corresponde al consumo medio diario mensual para el mes crıtico, que en este
caso dado que el consumo diario es constante todo el ano, es igual al consumo medio de energıa
diario Lmd. Por otro lado, el termino PR hace referencia al factor global de funcionamiento que
alcanza valores variantes entre 0,65 y 0,90. El modulo seleccionado tiene un valor de 0.77.
Con todos los datos anteriormente calculados y haciendo uso de la ecuacion anterior
el resultado es la necesidad de 15,66 modulos fotovoltaicos. Eligiendo un numero entero in-
mediatamente superior, se precisara de 16 paneles solares en total para cubrir las necesidades
energeticas de la vivienda.
Por ultimo, existen dos formas de agrupar el conjunto fotovoltaico seleccionado. Por
un lado, se puede realizar una asociacion en serie o string, lo que equivale a un sumador de
tensiones, es decir, el objetivo de esta asociacion es mantener la intensidad del string mientras
se aumenta la tension. Por el otro, la asociacion en paralelo, cuya finalidad es aumentar la
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intensidad del campo fotovoltaico manteniendo la tension. La asociacion en serie se realiza
conectando el polo positivo de un panel solar con el polo negativo del siguiente, mientras que en
la asociacion en paralelo se conectan todos los polos positivos y todo los negativos. Para obtener
el numero de modulos en serie que admite la instalacion de este proyecto basta con dividir la
tension del bus de continua Vdc entre el voltaje que alcanza el panel seleccionado en el punto
de maxima potencia como se muestra en la ecuacion 4.3, puesto que el lımite es la tension de
salida del sistema de almacenamiento de energıa. La ecuacion 4.4 muestra el numero de paneles
en paralelo que admitirıa el sistema.
Nserie =Vdc
V mpppaneles (4.3)
Nparalelo =Nt
Nseriepaneles (4.4)
Realizando estos calculos, la instalacion admitirıa un maximo de 9 modulos fotovoltaicos
conectados en serie. Aunque existe la posibilidad de realizar diversas agrupaciones, se llevara
a cabo una posible agrupacion para este caso asociando dos strings o cadenas conectadas en
paralelo y compuestas cada una de ellas por ocho modulos conectados en serie. El conjunto de
paneles fotovoltaicos final tendrıa las siguientes caracterısticas de la tabla 4.9:
Caracterısticas Valores
Potencia maxima Pmpp 6404,8 W
Voltaje de circuito abierto Voc 394,4 V
Voltaje del punto de maxima potencia V mpp 324,8 V
Corriente de cortocircuito Isc 20,94 A
Corriente del punto de maxima potencia Impp 19,72 A
Tabla 4.9.- Caracterısticas del conjunto de paneles elegido.
En la figura 4.5 pueden observarse la curva potencia-voltaje y corriente-voltaje para la
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instalacion solar disenada en este apartado.
Figura 4.5.- Curvas I-V y P-V de la agrupacion de paneles elegida.
4.1.4.- Dimensionamiento y seleccion del sistema de almacenamiento.
Como sistema de almacenamiento de la energıa procedente del conjunto fotovoltaico se
utilizaran baterıas de Litio, seleccionando una baterıa comercial de 48 V de tension de trabajo.
4.1.4.1.- Seleccion baterıa.
Se elije una baterıa del fabricante Pylontech, modelo US3000B Plus con una capacidad
de 2400 Wh y el encapsulado de la figura 4.6, que admite la conexion de 40 baterıas en paralelo
como maximo.
Trabaja a una tension nominal de 48 V y el resto de datos se muestran en la hoja de
caracterısticas adjunta en el Apendice III, pagina 121.
4.1.4.2.- Calculo de la capacidad y agrupacion de las baterıas.
El siguiente paso sera calcular la capacidad que debe tener la baterıa anterior o el con-
junto de baterıas para realizar un correcto dimensionamiento. La ecuacion 4.5 da como resultado
el valor de la capacidad en Ah y dependera de la profundidad de descarga DOD y de los dıas
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Figura 4.6.- Encapsulado baterıa.
de autonomıa de la vivienda N (para uso anual se usan valores comprendidos entre cuatro y seis
dıas).
Cn =Lmd ×N ×Factorperdidas
DOD×V batAh (4.5)
Caracterısticas Valores
Profundidad de descarga DOD 80 %
Dıas de autonomıa N 6 dıas
Voltaje baterıa V bat 48 V
Factor de perdidas de la baterıa 1
Tabla 4.10.- Parametros para el calculo de la capacidad de las baterıas.
Haciendo uso de los valores seleccionados en la tabla 4.10 el resultado es la necesidad de
un conjunto de baterıas de 1846,4 Ah. No obstante, y como puede verse en la baterıa comercial
seleccionada, normalmente el fabricante proporciona datos de capacidad en Wh. La ecuacion
4.6 proporciona la capacidad necesaria en Wh y en este caso da un valor de 88626 Wh.
Cn =Lmd ×N
DOD×FactorperdidasWh (4.6)
Dividiendo el valor de la capacidad que nuestro sistema necesita (88626 Wh) entre la
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capacidad que proporciona una baterıa como la seleccionada (3552 Wh) se obtiene que es nece-
saria la agrupacion de 25 baterıas. De esta manera, con el fin de mantener la tension nominal
de funcionamiento del sistema de almacenamiento en 48 V, se realiza una agrupacion de las
25 baterıas en paralelo. Es importante puntualizar en este punto que agregar celdas de baterıas
en serie aumenta el voltaje pero mantiene la capacidad en Ah, mientas que en paralelo solo
incrementa la capacidad.
4.1.5.- Seleccion del inversor.
Como se ha adelantado en capıtulos anteriores, al tratarse de una instalacion desconec-
tada de la red es necesario seleccionar un inversor que se comporte como un transformador de
red para generar una senal alterna monofasica de 230 V eficaces a 50 Hz, capaz de alimentar las
cargas conectadas en AC. Para su dimensionamiento se debe obtener la potencia que consumen
las cargas en alterna, y en este caso, aplicar un margen de seguridad del 20% ya que la poten-
cia consumida corresponde a potencia nominal de cada electrodomestico pero en el arranque
pueden producirse picos, lo cual demandarıa mas potencia.
Pinv = PAC ×1,2 W (4.7)
En la ecuacion 4.7, PAC harıa referencia a la potencia que consumen las cargas en AC,
calculada anteriormente y de valor 5085 W. El resultado obtenido es que se necesita un inversor
de al menos 6102 W de potencia (Pinv).
Comercialmente existe la opcion de implementar un solo inversor capaz de suministrar
la potencia calculada o implementar varios conectados entre sı. Tambien esta la posibilidad de
que en el encapsulado del inversor se incluya el regulador MPPT para paneles fotovoltaicos y
el convertidor DC/DC para las baterıas. Para este caso se va a implementar un inversor solar
del fabricante Voltronic, modelo Voltronic Axpert MAX 7200− 48− 230, cuya hoja de carac-
terısticas se adjunta en el Apendice IV (pagina 125) y los parametros mas relevantes se muestran
en la tabla 4.11.
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Caracterısticas Valores
Potencia Pinv 7200 W
Voltaje Vinv 230 V en AC
Eficiencia E finv 90-93 %
Voltaje conexion baterıa 48 V
Maxima potencia PV 8000 W (4000 W x 2)
Rango voltaje MPPT 90-450 V en DC
Maxima corriente PV 80 A
Tabla 4.11.- Caracterısticas inversor comercial.
El inversor seleccionado es un inversor hıbrido de alta potencia para instalaciones ais-
ladas de red que incluye dos reguladores de carga solar MPPT (uno para cada string) preparado
para trabajar a alto voltaje con o sin baterıas de 48 V. Tiene la capacidad de trabajar en paralelo y
admite conexion a red electrica en el caso de que fuera necesaria. Ademas otro punto a destacar
es que actualmente cualquier inversor hıbrido de 48 V Axpert permite el uso de baterıas de litio
Pylontech.
STRING 1
8 módulos LG 400 N2W-A5
en serie
STRING 1
8 módulos LG 400 N2W-A5
en serie
Voltronic AxpertMAX Off-Grid
Inverter
25 baterías Pylontech US3000B
en paralelo
CARGAS AC
Figura 4.7.- Conexion elementos de la instalacion aislada.
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Por tanto implementando un inversor como el seleccionado se tendrıa la conexion de
todos los elementos de la figura 4.7. Se conectarıa un string (cada string tiene una tension en
el MPPT de 324 V) a cada entrada de los dos reguladores MPPT donde admiten entre 90 y 450
V. Por otro lado se realizarıa la conexion de las baterıas a 48 V y el inversor suministrarıa hasta
7200 W a las cargas conectadas, que es un valor superior a los 6120 W necesarios.
4.1.6.- Comprobacion de resultados con el software PVSyst.
El software PVSyst es una herramienta de pago util para el desarrollo de instalaciones
fotovoltaicas que incluye el estudio de la instalacion, su simulacion y el analisis completo de
los datos de la instalacion. Permite dimensionar el tamano de la instalacion en funcion de la
ubicacion y la radiacion solar apoyandose en su base de datos meteorologica. Tambien puede
realizarse un diseno en 3D y realizar una simulacion del movimiento del sol durante el dıa
teniendo en cuenta la proyeccion de sombras. Otra opcion, es el analisis economico usando
componentes reales, costes adicionales y las condiciones de inversion requeridas.
4.1.6.1.- Procedimiento.
En este proyecto se mostrara el procedimiento general a seguir para el dimensionamiento
completo de una instalacion fotovoltaica aislada de la red con PVSyst version 7.1. El caso sobre
el que se realizara el dimensionamiento sera el de una vivienda con las especificaciones consi-
deradas hasta ahora en el resto del documento y cuyo previo dimensionamiento se ha llevado a
cabo en el apartado 4.1 siguiendo otros criterios. El objetivo es poder comparar los resultados
obtenidos en los apartados de dimensionamiento anteriores con los que proporciona el programa
PVSyst tomando componentes y datos reales.
1. Pantalla principal y seleccion de la base de datos.
En cuanto se ejecuta el programa, aparecera una ventana mostrando las diferentes op-
ciones de proyectos. En el apartado Diseno y simulacion de proyecto se selecciona, en
este caso, la opcion de Independiente puesto que se trata de una instalacion fotovoltaica
autonoma.
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La siguiente pantalla, con el aspecto de la figura 4.8 , se divide en dos partes. En el
apartado de Proyecto se da un nombre al proyecto y en Archivo del sitio, en el icono
Nuevositio se abrira una nueva pantalla para seleccionar la base de datos meteorologica.
En la pestana Coordenadas geogra f icas se introducen las coordenadas de la ubicacion de
la vivienda y pulsando el icono de Importar pueden observarse los datos de la irradiacion
global y difusa. Si se prefiere puede seleccionarse la ubicacion haciendo uso del mapa
interactivo.
Figura 4.8.- Pantalla principal PVSyst.
2. Edicion de la inclinacion y la orientacion.
En la pantalla de la figura 4.8 se selecciona la pestana de Orientacion dentro del apartado
Variante. El programa permite generar y guardar varias variantes con diferentes datos
dentro de un mismo proyecto para hacer comparaciones. Dentro de orientacion se abrira
una pantalla como la de la figura 4.9 donde se ingresaran los datos de inclinacion y orien-
tacion optimas calculadas en apartados anteriores.
En la pestana Tipo de campo se elige la opcion de un plano inclinado fijo puesto que
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Figura 4.9.- Seleccion de la orientacion.
el conjunto de paneles estaran siempre con la misma inclinacion y orientado a la misma
direccion; y un rendimiento de irradiacion anual.
3. Necesidades de usuario.
En esta opcion se introducen las necesidades energeticas de la vivienda y se seleccionan
las horas se funcionamiento de cada electrodomestico o carga conectada. Cabe la posibi-
lidad de definir el consumo por epocas o anualmente y se puede crear un perfil de consumo
con los datos que interesen en cada caso o cargar un perfil ya creado en la opcion Carga.
La figura 4.10 muestra la pantalla de introduccion de los datos con las necesidades y la
distribucion por horas de la vivienda estudiada en este proyecto puede verse en la figura
4.11 junto con el perfil de carga.
Los datos introducidos en la figura 4.10 se asemejan lo mas posible a la estimacion de
cargas que se ha hecho en el dimensionamiento de apartados anteriores. Para la creacion
del perfil de carga se han introducido franjas horarias para el funcionamiento de cada carga
conectada a la vivienda a propio criterio. Lo ideal en este apartado serıa disponer de datos
reales de funcionamiento y obtener un perfil de carga en funcion del tiempo con mayor
resolucion.
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Figura 4.10.- Consumos energeticos vivienda.
Figura 4.11.- Perfil de carga.
4. Analisis del sistema y seleccion de los componentes.
En el apartado Sistema, se eligen los componentes comerciales de la instalacion foto-
voltaica, introduciendo los datos que se han calculado anteriormente en el dimensiona-
miento del apartado 4.1.
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Para el sistema de almacenamiento, se habıa seleccionado un voltaje de trabajo de las
baterıas de 48 V y 6 dıas de autonomıa. Dentro del Sistema, en la pestana Almacenamiento,
se selecciona una baterıa de ion-Litio del fabricante Parasonic con las caracterısticas
mostradas en la figura 4.12 ya que en la base de datos de PVSyst no esta disponible la
baterıa comercial seleccionada en el apartado 4.1.4. y se establece una temperatura am-
biente de trabajo. El software hara recomendaciones acerca de cuantas baterıas como las
seleccionadas deben colocarse y que agrupacion deben seguir.
Figura 4.12.- Caracterısticas principales de la baterıa seleccionada.
En el siguiente apartado Con junto f otovoltaico, se selecciona el modulo solar. Se trata de
un panel del fabricante LG Electronics, con una potencia nominal de 400 W en el punto
de maxima potencia. Para trabajar entorno a dicho punto, se escoge como opcion de
modo de control un convertidor MPPT que el programa asignara automaticamente. Antes
de verificar la seleccion de todos los componentes, el programa mostrara un mensaje de
advertencia en el caso de que la eleccion no fuera viable.
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Figura 4.13.- Resumen del dimensionamiento sugerido por el programa PVSyst.
Un posible dimensionamiento que muestra PVSyst de la instalacion fotovoltaica autonoma
se ve resumido en la figura 4.13.
5. Perdidas detalladas.
Es necesario tener en cuenta las perdidas del sistema que influiran en el funcionamiento
de todo el conjunto de la instalacion. Para este apartado sera necesario conocer los valores
proporcionados por el propio fabricante de cada componente o, en caso de ausencia de
estos, quedarse con los valores que el software propone por defecto ya que usa referencias
de dichos fabricantes. La pantalla de configuracion tiene el aspecto de la figura 4.14.
• Parametro termico: Hace referencia a las perdidas por temperatura de las celulas, la
cual influye en el rendimiento del conjunto fotovoltaico. Para analizar estas perdidas
el programa usa como referencia el modelo de un diodo que calcula su efecto varian-
do el valor de los componentes del circuito equivalente y hace un balance entre la
temperatura del ambiente, la de la celula y la irradiancia. Otro factor que tiene en
cuenta es la velocidad del viento, que actua como un refrigerante de los modulos y
por tanto afecta a la temperatura. Se usaran los valores que se proponen por defecto.
• Perdidas ohmicas: En las conexiones entre los modulos y en los terminales de en-
trada del inversor pueden producirse perdidas que dependen de la longitud y el
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Figura 4.14.- Pantalla configuracion de las perdidas del sistema del software PVSyst.
diametro de los cables conductores. PVSyst propone un 1,5% por las conexiones
con respecto a las condiciones normales STC.
• Calidad del modulo: Mide la diferencia entre el rendimiento que el fabricante especi-
fica para el modulo fotovoltaico y el que realmente tiene. PVSyst pone por defecto
la mitad de la tolerancia pero en la actualidad este factor no es muy importante ya
que los fabricantes hacen pruebas finales mas fiables del panel.
• Perdida de suciedad: Con el paso del tiempo se produce una acumulacion de su-
ciedad sobre los modulos. Esto depende de factores como la inclinacion del modulo
(cuanto mas inclinado menos perdidas). Como en el caso de este proyecto estan
situados en un clima lluvioso se tomara un valor mınimo de un 1%. El programa
tambien da la opcion de definir valores mensuales de suciedad para un estudio mas
exacto.
• Perdidas IAM: En algunas instalaciones existe un decremento entre la irradicancia
que llegue a las ceculas del modulo y la irradiancia real deberıa llegar. En este caso
se seleccionara la opcion de definicion del modulo fotovoltaico seleccionado.
Por ultimo, PVSyst proporciona un grafico del comportamiento del conjunto fotovoltaico
por cada efecto de perdida para el modulo, la agrupacion que se ha seleccionado y en
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Figura 4.15.- Comportamiento del conjunto fotovoltaico teniendo en cuenta las perdidas.
funcion de unas determinadas condiciones externas como se ve en la figura 4.15.
6. Horizonte y sombreados cercanos.
Este apartado es opcional. En la opcion de sombreados cercanos se puede construir un
escenario en tres dimensiones de la vivienda y el sistema generador. Ademas da la opcion
de construir elementos cercanos que podrıan producir sombras como, por ejemplo, arboles
u otros elementos y realizar una simulacion del efecto de sombras desde que sale el sol
hasta que se pone.
En la ventana que se abre, inicialmente se muestra la superficie mınima que serıa nece-
saria para instalar el sistema fotovoltaico. En la opcion de Construccion/Perspectiva, se
mostrara una pantalla de dibujo donde se podran construir todos los elementos requeridos.
A la hora de anadir un objeto, el programa muestra por defecto un paralelepıpedo que
puede ser modificado o sustituido por otra figura ya existente en la memoria.
En el caso de este proyecto, se creara una vivienda con tejado con dimensiones cuales-
quiera y los 14 paneles fotovoltaicos con sus medidas reales, previamente buscadas en su
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Figura 4.16.- Simulacion escenario 3D con PVSyst.
hoja de caracterısticas. No se tendran en cuenta otros elementos exteriores que puedan
generar sombras.
Una vez realizado todo el diseno, es importante seleccionar la opcion Guardar esta vista
para el in f orme dentro de la pestana Vista si se quiere visualizar en el informe final. Por
ultimo, de nuevo en la pantalla de Sombreados cercanos, se pulsa en la opcion Tabla para
realizar la simulacion.
4.1.6.2.- Resultados y conclusiones.
A modo de resumen, el programa realiza un informe anual completo de la simulacion de
todo el sistema definido, incluyendo balances energeticos y balances de perdidas. El documento
que ofrece esta informacion se adjunta en el Apendice V de este proyecto, en la pagina 129.
Previamente se recuerdan las caracterısticas principales del dimensionamiento que son
la ubicacion y un conjunto fotovoltaico compuesto de 14 modulos y 29 baterıas. Los resul-
tados principales muestran que en la instalacion analizada hay 6574 kWh/ano de produccion
energetica anual disponible de la cual se usan 3832 kWh, y hay un exceso de produccion de
energıa de 2540 kWh al ano. El mes con mas energıa sobrante debido a un exceso de carga de la
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baterıa es julio que, como cabe esperar, es el mes con mayor irradiacion global solar y por tanto
el mes que mas energıa produce el conjunto fotovoltaico.
Por otra parte, hay dos meses al ano (noviembre y diciembre), en los que no se genera
suficiente energıa para satisfacer las necesidades del usuario. De esta manera surge el concepto
de fraccion solar, que se define como el cociente entre la energıa utilizada por el usuario y
la necesidad energetica. Esta fraccion tiene un valor unidad durante todos los meses excepto
noviembre (0,911) y diciembre (0,926).
Por ultimo, existe la opcion de realizar una evaluacion economica del proyecto aunque
para ello es necesario disponer de una base de datos de costes de cada uno de los componentes
usados. Para esta opcion serıa necesario tener en cuenta todos los costes de instalacion, costes de
estudios y analisis de ingenierıa, permisos, estudios ambientales, cableado, soportes, transporte,
seguros e impuestos; ademas de los costes de operacion por mantenimiento.
Comparando los resultados obtenidos utilizando PVSyst con los resultados obtenidos en
capıtulos anteriores usando la metodologıa expuesta, se observa lo siguiente:
Calculando el angulo de inclinacion optimo, en la figura 4.9, mediante PVSyst se ob-
tiene otro valor diferente de angulo optimo al que se ha obtenido en el dimensionamiento, pro-
duciendose una perdida con respecto al angulo optimo del 0.2 % en el dimensionamiento inicial.
La orientacion optima en ambos caso coincide y es al sur (0º).
En cuanto al numero de paneles, en el calculo con la ecuacion 4.2 se obtenıa un total de
16 paneles para abastecer energeticamente la vivienda, mientras que PVSyst propone abastecer
la vivienda con 14 modulos. Esta diferencia se debe a que para el calculo se ha tomado en
cuenta el rendimiento del inversor y de la baterıa previamente seleccionada que es diferente a la
seleccionada en PVSyst.
Por ultimo, en el calculo de la capacidad de la baterıa existe una diferencia en los resul-
tados con el primer metodo de dimensionamiento y lo que propone PVSyst, el cual propone un
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conjunto de baterıas con una capacidad de 1566 Ah mientras que haciendo uso de la ecuacion
4.5 se obtenıa una capacidad de 1847 Ah para la misma profundidad de descarga (80%).
Las diferencias entre ambos metodos de dimensionamiento se deben a los factores co-
mentados en parrafos anteriores y principalmente a las necesidades de usuario introducidas. Es
decir, en los apartados 4.1.3 y 4.1.4 se ha tenido en cuenta para todos los calculos una potencia
nominal promedio mientras que PVSyst realiza el dimensionamiento sobre un perfil de potencia
introducido donde las necesidades energeticas varıan segun la hora del dıa. Concluyendo con
este apartado, se llevarıa a cabo el dimensionamiento de la instalacion mas restrictivo; siendo
este el propuesto en la figura 4.7 al ser necesarios 16 paneles para la generacion de potencia.
4.2.- MODELADO Y CONTROL DINAMICO DE LA INSTALACION.
En el presente punto se realizara todo el diseno y modelado de la instalacion fotovoltaica
teniendo en cuenta la topologıa de potencia, es decir, la topologıa interna de los convertidores
con el fin de realizar un control dinamico de la instalacion e implementarla en Simulink.
En el dimensionamiento de los apartados anteriores se ha propuesto una conexion de los
elementos comerciales. Para este apartado es importante diferenciar entre la topologıa interna
de los convertidores y el encapsulado comercial. La primera de ellas se muestra en la figura 4.17
mediante el esquema de conexion de todos los elementos; la segunda se explicaba anteriormente
en la figura 4.7.
Para el modelado en Simulink todos los subsistemas estaran conectados entre sı mediante
el condensador de la figura 4.17, que representa el bus de continua cuya tension Vdc debe ser
suficientemente alta para cubrir una senal senoidal de 230 V eficaces a 50 Hz de frecuencia, y
mayor que la tension del conjunto fotovoltaico. Por ello, un valor apropiado para la tension Vdc
es 400V. Cada subsistema tendra una funcion en la instalacion:
• Conjunto PV: Se encargara de operar en el punto de maxima potencia y de inyectar
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+
-
Conjunto
PV
DC
DC
DC
DC
DC
AC
Cargas
AC
Conjunto
baterías
Convert. DC/DC
Convert. DC/DC
Inversor. DC/AC
Ibat
Icpv Iout
Icdc
Cdc
Figura 4.17.- Esquema de la instalacion del caso practico modelado.
potencia al bus de continua. Es necesaria la implementacion de un convertidor de potencia
DC/DC ya que la tension del conjunto fotovoltaico es diferente a la del bus de continua.
• Inversor DC/AC: Su funcion es alimentar las cargas en AC receptoras. La mision del
inversor en las instalaciones autonomas es proporcionar una corriente alterna como la
de la red electrica, con el fin de que se puedan conectar a la misma electrodomesticos
utilizados habitualmente en las viviendas [2].
• Sistema de almacenamiento de energıa: Sera el encargado de regular la tension en el
bus de continua suministrando o absorbiendo potencia segun sea necesario para mantener
el equilibrio generacion-cargas.
• Conjunto de baterıas: Las baterıas se cargaran y descargaran automaticamente depen-
diendo del consumo y de la generacion de potencia en cada instante.
A continuacion se realiza el diseno y modelado de cada parte de la instalacion autonoma:
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4.2.1.- Control MPPT del conjunto PV y convertidor DC/DC paneles.
En este apartado se modelara todo el bloque que contiene la agrupacion de los pane-
les solares seleccionada en el dimensionamiento introduciendo como parametros de entrada
una temperatura ambiente constante de 25ºC y un perfil de irradiancia. Ademas se incluye la
implementacion del algoritmo de control para trabajar en el punto de maxima potencia y del
convertidor de potencia simplificado mediante fuentes de corriente ideales (modelo promedia-
do).
4.2.1.1.- Implementacion del algoritmo MPPT.
Para trabajar siempre en el punto de la curva del panel donde se extraiga la maxima poten-
cia sera necesaria la implementacion de un algoritmo MPPT. Para este proyecto, en primer lugar
se implementara el algoritmo de perturbacion y observacion, siguiendo el flujograma mostrado
en la figura 1.14 y cuyo codigo se adjunta en el Apendice. La idea es modificar la tension de sa-
lida del conjunto de paneles mediante una variable auxiliar denominada duty que sera la variable
que controlara una fuente de tension controlada ideal. Conectando esta fuente a los terminales
de salida del conjunto fotovoltaico como en la figura 4.18 se consigue modificar la tension y
trabajar ası en el punto MPPT.
Es necesario tener en cuenta que la variable de control o duty oscila entre valores com-
prendidos entre 0 y 1 por lo que sera necesario multiplicarla por el valor de la tension de trabajo
del conjunto fotovoltaico.
En cuanto al perfil de irradiancia, dependiendo de la duracion de la simulacion que se
quiera realizar se anadira un perfil diario de un mes cualquiera a estudiar, un perfil mensual, etc.
4.2.1.2.- Convertidor de potencia DC/DC para los paneles.
El objetivo de un convertidor de potencia es transformar la tension de su entrada en otra
tension a su salida. En este caso, el objetivo es modificar la tension continua de trabajo del panel
obteniendo ası una tension, de nuevo en corriente continua, pero de mayor voltaje a la salida del
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Conjunto
PV
Perfil
irradiancia
25ºC
+
-
Fuente de
corriente
controlada
+
-
Algoritmo MPPT
P&O
duty
Figura 4.18.- Esquema implementacion del algoritmo MPPT.
convertidor. Ası se aumentara la tension para poder trabajar a la tension del bus de continua.
Este convertidor DC/DC se implementara simplificadamente mediante una fuente de co-
rriente controlada ideal como se ve en la figura 4.19, obteniendo asi, un modelo de convertidor
promediado. Para ello, deben relacionarse de alguna forma las magnitudes de la entrada del
convertidor con las de la salida. La magnitud que se tendra en cuenta es la potencia, que debera
ser la misma a ambos lados.
La potencia a la entrada del convertidor promediado sera la potencia proporcionada por
los paneles (Ppv), y la potencia a la salida se denominara Pdc. La primera sera el producto de
la tension y la corriente del conjunto fotovoltaico, y la segunda el producto de la tension del
condensador o bus de continua (Vdc) y la corriente a la salida del convertidor conocida como
Icpv. Por tanto, es sencillo calcular el valor de la corriente Icpv, que sera la senal de control de
la fuente de corriente controlada ideal como se muestra en la ecuacion 4.8.
Icpv =Ppv
VdcA (4.8)
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Conjunto PV+
Control MPPT
+
-
Fuente de
corriente
controlada
+
-
Icpv
Vdc
Figura 4.19.- Esquema simplificacion del modelado del convertidor para los paneles.
Por ultimo apuntar que se esta considerando que el convertidor es ideal, es decir, tiene
una eficiencia del 100%. En caso de tenerse en cuenta las perdidas, se tendrıa que la potencia
Pdc serıa igual a la potencia del panel Ppv por la eficiencia del convertidor.
4.2.2.- Sistema de almacenamiento de energıa.
Como ocurrıa con el conjunto fotovoltaico, la tension de las baterıas es diferente a la
tension del bus de continua por lo que no es posible la conexion directa entre ellas. El objetivo
es regular la tension del bus de continua suministrando o absorbiendo potencia, teniendo en
cuenta que la planta G(s) del sistema a controlar es el condensador Vdc que simboliza el bus de
continua y cuya ecuacion caracterıstica es la ecuacion 4.9.
icdc(t) =C ·dv(t)
dtA (4.9)
Teniendo en cuenta la ecuacion 4.9 en funcion del tiempo y aplicando la transformada
de Laplace obtenemos la ecuacion 4.10 y un modelo de control analogo para la tension del
condensador como el de la figura 4.20.
Icdc(s) =C · s ·V (s) (4.10)
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Vdc*+
-
err
Vdc
R(s)Icdc 1
s1/Cdc
Figura 4.20.- Modelo control de la planta en cadena cerrada.
Por tanto para el control en cadena cerrada de la tension del condensador, en primer
lugar, se seleccionara el regulador en funcion de las especificaciones del sistema. En este caso
se pretende conseguir una anulacion del error de posicion en regimen permanente, eliminar
perturbaciones, una baja o nula sobreoscilacion y ademas un ancho de banda configurable. Con
estas especificaciones se aplicara la accion proporcional y la integral, es decir, un regulador PI
ideal con la ecuacion caracterıstica de la ecuacion 4.11.
R(s) = Kp ·s+Ki
s(4.11)
Para la sintonizacion del regulador PI se usa de base el metodo del lugar de las raıces
cuyo esquema se muestra en la figura 4.21 donde, en cadena abierta, hay dos polos en el origen,
un cero en −Ki y la finalidad es colocar los polos en cadena cerrada en la posicion −b para
hacer el sistema rapido y sobreamortiguado. Teniendo en cuenta esto y aplicando el criterio
del modulo (permite determinar el valor de la ganancia para un punto del lugar de las raıces)
al punto −b, se obtiene el valor de la accion proporcional de la ecuacion 4.12 y el valor de la
accion integral de la ecuacion 4.13, donde WBv es el ancho de banda del control de velocidad
en rad/s.
Kp = 4 ·Ki ·C (4.12)
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Figura 4.21.- Lugar de las raıces en cadena abierta.
Ki =WBv
2(4.13)
Al utilizar fuentes de corriente ideales a modo de simplificacion, se despreciara el efecto
del convertidor y del lazo del control de corriente considerando entonces que Ibat∗, que es la
referencia, es igual a la corriente inyectada al bus de continua Ibat ; es decir, se asume que el lazo
de control de corriente es suficientemente rapido en comparacion con el lazo de tension. Sin
tener en cuenta esta simplificacion, la respuesta de corriente tendrıa un ancho de banda limitado.
Puede visualizarse esquematicamente en la figura 4.22 donde se muestra el modelo de control
de la tension del bus DC teniendo en cuenta el flujo de corrientes de la figura 4.17.
Por ultimo, en la figura 4.22 la tension Vdc∗ es la tension de referencia del bus de con-
tinua, la tension Vdc es la tension real del bus, R(S) el regulador PI sintonizado anteriormente e
Ibat la senal de control de la fuente ideal que inyectarıa corriente al bus de continua.
R(s)Vdc* err
Vdc
Icdc* Ibat* Ibat
Iout
Control de
corriente
++
+-
Figura 4.22.- Modelo control de la tension del bus de continua.
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4.2.3.- Conjunto de baterıas y convertidor de potencia DC/DC para ellas.
Para este apartado se utilizara el bloque que hace referencia al conjunto de baterıas di-
mensionado en apartados anteriores con la capacidad y la tension en bornes de 48V. En Simulink
se usara el bloque Battery de la figura 4.23, el cual proporciona al usuario los valores de la
tension y la corriente de la baterıa, ademas del porcentaje o estado de carga de la baterıa cono-
cido como SOC.
Figura 4.23.- Bloque que representa el conjunto de baterıas [6].
De nuevo es necesaria la implementacion de un convertidor de potencia para la conexion
de las baterıas ya que su tension de trabajo (48 V) es inferior a la del bus de continua. De
igual forma que en el diseno del convertidor de los paneles solares, se simplificara el diseno del
convertidor implementando fuentes de corriente controladas ideales. De esta forma, se asociara
el control del bus de continua anterior al conjunto de baterıas. En la figura 4.24 se muestra un
esquema conceptual del modelado del convertidor.
En el esquema de la figura 4.24, el control del bus de continua englobarıa todo el diseno
descrito en el capıtulo 4.3. Por tanto, pueden distinguirse dos lados del convertidor de la baterıa,
el lado de entrada o de baja potencia (Pin) a 48 V y el lado de salida o alta potencia (Pout) a 400 V.
Para establecer una relacion entre ambos lados es necesario fijar la condicion de que la potencia
a la entrada del convertidor debe ser igual a la potencia de salida. Suponiendo un convertidor
ideal y teniendo en cuenta las ecuaciones 4.14 y 4.15, se obtiene el resultado de la corriente que
debe inyectarse en bornes de la baterıa, mediante una fuente de corriente controlada.
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Fuente de
corriente
controlada
Fuente de
corriente
controlada
Conjunto de
baterías
++
+
--
-
Control de
tensión del bus
del continua
Ibatin
Ibat
Pin
Pout
Figura 4.24.- Esquema del modelado del convertidor DC/DC para baterıa.
Pin =Vbat · Ibatin W (4.14)
Pout =Vdc · Ibat W (4.15)
Por tanto, si se multiplica la tension real del bus de continua Vdc por la corriente que
va hacia el mismo Ibat y el resultado se divide entre la tension de la baterıa Vbat , siguiendo la
ecuacion 4.16, se obtiene la corriente controlada en bornes de la baterıa que en la figura 4.24 se
denomina como Ibatin . De esta manera el conjunto de ambas fuentes de corriente controladas se
comportarıa como un transformador ideal de corriente.
Ibatin =Vdc · Ibat
VbatW (4.16)
4.2.3.1.- Limitacion del estado de carga de la baterıa.
Debe tenerse en cuenta que si la baterıa o conjunto de baterıas de un sistema autonomo
esta totalmente cargada y el sistema de generacion sigue inyectando potencia hacia el bus de
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continua, la tension del bus comenzara a incrementarse por lo que el sistema podrıa descom-
pensarse y volverse inestable. Aunque existen varios metodos para evitar esto, en este caso se
opta por la opcion mas sencilla, que se basara en dejar de aplicar tension al sistema generador
de paneles una vez se haya alcanzado un cierto porcentaje de carga de las baterıas. Siguiendo
este criterio, se elige un estado de carga SOC del 95% y se crea la condicion de que si la baterıa
esta cargada por encima de este valor, la tension que se inyecta a los paneles mediante la fuente
de tension controlada ideal en el control MPPT sera nula.
4.2.4.- Perfil de carga e inversor DC/AC.
Todas las cargas receptoras conectadas a la vivienda consumen corriente alterna, por
ello es necesaria la implementacion de un convertidor de potencia que transforme la tension
en continua del bus de continua en tension en alterna. Como se ha explicado en apartados
anteriores, este tipo de convertidores reciben el nombre de inversor y para su diseno se usara
una simplificacion similar al del resto de los convertidores modelados anteriormente. Por tanto,
la potencia en corriente continua a la entrada del inversor (Pinv) debe ser igual a la potencia en
corriente alterna al otro lado del inversor (la potencia consumida por el conjunto de cargas de
cargas conectadas a la vivienda).
Fuente de
corriente
controlada
+
-
Iinv
Pinv
Figura 4.25.- Esquema simplificacion del modelado del inversor con fuentes de corriente ideales.
De este modo, si la potencia a la entrada del inversor es el producto de la tension Vdc
del condensador por la corriente a controlar mediante la fuente que se muestra en la figura 4.25
como Iinv; la potencia en el lado de alterna del inversor es el propio perfil de carga en corriente
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alterna; e igualando ambas potencias la forma de calcular el valor de la corriente a controlar Iinv
se muestra en la ecuacion 4.17.
Iinv =PcargasAC
VdcA (4.17)
En cuanto al perfil de carga, hace referencia al perfil de consumo de potencia activa de
las cargas conectadas en AC a la vivienda en funcion del tiempo.
4.3.- SIMULACION Y RESULTADOS OBTENIDOS.
El objetivo de este apartado es realizar una simulacion en Simulink de toda la instalacion
dimensionada en el apartado 4.1 y modelada en el apartado 4.2 de este documento. Para ello
se comprobara por separado el correcto funcionamiento del algoritmo MPPT implementado, el
control de la tension del bus de continua ası como su funcionamiento con el conjunto de baterıas
en paralelo, y finalmente, se realizara una simulacion final introduciendo un perfil de carga e
implementando los convertidores de potencia promediados. Todos los esquemas planteados en
Simulink para la simulacion se adjuntan en el Apendice VI, pagina 141.
4.3.1.- Funcionamiento del algoritmo MPPT.
A continuacion se comprueba el correcto funcionamiento del algoritmo MPPT de Per-
turbacion y Observacion implementado. Para ello se hara uso del bloque PV Array de la librerıa
de Simulink donde se introduciran los datos del conjunto de paneles dimensionado.
La implementacion del algoritmo de P&O se hara en un bloque MAT LAB Function
teniendo en cuenta los parametros de la tabla 4.12. Consiste en la medicion de la tension y
la corriente del panel cada Tpv segundos y la posterior perturbacion de la tension mediante el
incremento o la disminucion del ciclo de trabajo o duty. El ciclo de trabajo se incrementa o
decrementa un valor ∆duty y alcanza valores comprendidos entre 0 y 1, lo que implica que se
debe multiplicar esta variable por el valor de la tension nominal del conjunto de paneles (ası es
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como se va ”perturbando”). Los parametros Panterior, Vanterior y dutyanterior hacen referencia a
los valores tomados para la inicializacion de estas variables. El codigo de implementacion del
algoritmo se incluye en el Apendice VI.
Parametros Valores
Tpv 5e-05 segundos
∆duty 0,001
Panterior 0
Vanterior 0
dutyanterior 0,7
Tabla 4.12.- Parametros simulacion del algoritmo MPPT.
En la figura 4.5 se veıa el comportamiento teorico del conjunto fotovoltaico mediante sus
curvas I-V y P-V. Para comprobar que se esta extrayendo en todo momento la maxima potencia
del conjunto PV y por tanto el algoritmo MPPT cumple su objetivo, en primer lugar, se realiza
una simulacion trabajando a una temperatura constante de 25ºC e introduciendo un escalon de
irradiancia.
Figura 4.26.- Potencia generada por el conjunto PV ante irradiancia variable.
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Se simulan 20 segundos donde inicialmente inciden 1000 W/m2 sobre el conjunto PV y
en el decimo segundo la irradiancia desciende a 500 W/m2. Los resultados se observan en la
figura 4.26 donde se muestra la curva de potencia.
La lınea discontinua representarıa la potencia maxima teorica en el MPPT. Se verifica que
para una irradiancia de 1000 W/m2 el conjunto fotovoltaico genera la maxima potencia (6404,8
W) y si la irradiancia se reduce a la mitad, la potencia extraıda se reduce en igual proporcion.
En la figura 4.27 se visualiza el comportamiento de la tension y la corriente del conjunto PV
para las condiciones anteriores. De nuevo se observa como la tension alcanza el valor esperado
de 325 V (aproximadamente) en el punto MPPT para 1000 W/m2 de irradiancia.
Figura 4.27.- Tension y corriente del conjunto PV.
En segundo lugar, se realiza una simulacion de 12 segundos de duracion, pero en este
caso, a un valor de irradiancia de 1000 W/m2 constantes en el tiempo y un escalon de tempera-
tura. Inicialmente se somete el conjunto fotovoltaico a 25ºC y se eleva su temperatura a 45ºC
con el paso del tiempo. En la figura 4.28 se observa como la potencia extraıa de los paneles es
inferior a medida que aumenta su temperatura.
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Figura 4.28.- Potencia del conjunto PV para temperatura variable.
4.3.2.- Control de tension del bus DC.
Se comprobara el comportamiento dinamico del bus de continua que se representaba en
la figura 4.17 mediante el condensador Cdc. Para ello, el primer paso es comprobar la correcta
sintonizacion del regulador PI disenado en el apartado 4.2.2 implementando en Simulink el
modelo de control en cadena cerrada de la planta del sistema.
En la figura 4.29 se simula la realizacion del control de tension ante un escalon de
referencia de 100 V en el segundo 0,2. La senal azul representarıa el escalon de entrada (Vdc∗) y
la senal naranja la variable controlada (Vdc). La tension controlada alcanza el valor de referencia
sin error en regimen permanente y en un tiempo relativamente rapido.
El siguiente paso es la implementacion del control anterior al bus de continua. Para esta
simulacion se toman los parametros mostrados en la tabla 4.13 donde Cdc es la capacidad del
condensador que debe tener un valor suficientemente alto para proporcionar una buena rigidez
dinamica al sistema; AWv es el ancho de banda del control de tension y las constantes Kiv y Kpv
del regulador toman los valores calculados en el apartado 4.2.2.
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Figura 4.29.- Control de tension mediante un regulador PI.
Parametros Valores
Cdc 1 mF
AWv 2π50 rad/s
Kiv 157,08
Kpv 0,63
Tabla 4.13.- Parametros simulacion control del bus DC.
Realizando una simulacion de 16 segundos e introduciendo una referencia Vdc∗ que
comienza en 200 V y a los 8 segundos aumenta a 400 V, se obtiene la figura 4.30. Se observa
el correcto funcionamiento del control de tension y una ligera sobreoscilacion en el instante en
el que se realiza el cambio aumentando la tension debida a la inclusion de bloques Memory que
introducen un retardo. En la figura 4.31 se ve en detalle.
Ası mismo, podemos observar el comportamiento de la corriente Icdc que circula por el
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Figura 4.30.- Resultados control de tension del bus DC.
condensador en la figura 4.32 donde se inyecta un pico de corriente en el mismo instante que se
produce el cambio en la referencia, comprobando ası la correcta respuesta del sistema ante una
entrada de tipo escalon.
Una vez mostrado el comportamiento del sistema frente a seguimiento de referencias, por
ultimo, es necesario mostrar el efecto ante perturbaciones. Suponiendo que se esta controlando
el bus DC a una tension de 200 V, se perturba el sistema en el quinto segundo mediante un
cambio brusco en el perfil de generacion de los paneles fotovoltaicos. En la figura 4.33 se
muestra el rechazo ante una perturbacion de tipo escalon.
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Figura 4.31.- Sobreoscilacion al introducir un cambio brusco.
Figura 4.32.- Comportamiento corriente del condensador.
4.3.3.- Simulacion de todo el conjunto de la instalacion.
Para finalizar con el apartado de simulaciones se llevara a cabo una simulacion final en-
lazando todos los subsistemas descritos anteriormente por separado y mostrados en el Apendice
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Figura 4.33.- Comportamiento sistema ante perturbaciones.
VI, siguiendo la topologıa de la figura 4.17 e implementando todo el dimensionamiento de la
seccion 4.1. Se incluiran los siguientes aspectos:
• Implementacion de los convertidores DC/DC promediados tanto para el conjunto foto-
voltaico como para el sistema de almacenamiento. Se han considerado ideales con una
eficiencia del 100%.
• Acople del bloque de baterıas Battery al subsistema que control el bus de continua descrito
anteriormente. Ademas se ha incluido una limitacion de carga de la baterıas siguiendo el
criterio de que cuando lleguen al 95% de su estado de carga, la tension del conjunto PV
sea nula y dejen de generar potencia.
• Implementacion del inversor promediado mediante una fuente de corriente ideal.
• Implementacion de perfil de irradiancia de un dıa cualquiera del mes de julio para el
conjunto fotovoltaico y del perfil de carga de consumo de la vivienda. Este ultimo se
muestra en la figura 4.34.
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Figura 4.34.- Perfil de carga diario.
Para obtener una visualizacion mas amplia en el dominio del tiempo se ha supuesto la
conversion de los segundos de simulacion a horas puesto que, la resolucion de los perfiles de
carga introducidos es horaria. Para una simulacion de tres dıas se observarıan los resultados
comentados a continuacion.
En la figura 4.35 se muestran la tension y la corriente del conjunto fotovoltaico ante un
perfil de irradiancia de entrada y a temperatura constante de 25 ºC. La figura 4.36 mostrarıa la
potencia en W, que serıa el producto de la tension y la corriente.
Otro punto a comprobar es el control de la tension del bus de continua donde en previos
apartados se habıan seleccionado 400 V como tension de referencia. En la figura 4.37 se muestra
el comportamiento del sistema de control a una escala ampliada donde la tension alcanza valores
comprendidos entre 399,97 y 400,04 V. Como ya se veıa en la figura 4.31, existen sobreoscila-
ciones debidas a los retardos introducidos por bloques Memory y bloques para anular divisiones
por cero.
Por otra parte, se mostraran los parametros de importancia del conjunto de baterıas en la
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Figura 4.35.- Tension y corriente conjunto PV.
figura 4.38 que son en este caso, su tension y su corriente. Se selecciona que la baterıa comience
cargada un 50% por lo que deberıa observarse como comienza a cargarse hasta un 95% como
maximo.
Ademas en la figura 4.39 el estado de carga de la baterıa comenzarıa a aumentar a medida
que pasan los dıas. Serıa necesaria una simulacion de mayor duracion en el tiempo para observar
ciclos de carga y de descarga completos en el conjunto de baterıas.
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Figura 4.36.- Potencia conjunto PV.
Figura 4.37.- Tension del bus DC.
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Figura 4.38.- Tension y corriente baterıas.
Figura 4.39.- SOC baterıas.
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4.4.- ANALISIS DE COSTES.
Para la realizacion de un presupuesto detallado de toda la instalacion dimensionada en
este proyecto serıa necesario el estudio de todas las fases del proyecto. Es decir, en primer lugar
habrıa que calcular los costes de planificacion y desarrollo del proyecto incluyendo todos los
recursos empleados para ello. En segundo lugar, se llevarıa a cabo el analisis de los costes de
ejecucion de este proyecto, como el material empleado, el transporte, el personal necesario para
instalarlo, los componentes, la mano de obra y la verificacion del correcto funcionamiento de
toda la instalacion fotovoltaica.
En este proyecto se llevara a cabo unicamente un analisis de los costes de los compo-
nentes que intervienen en la fase de ejecucion y que requieren de una instalacion usando como
base de datos de precios unitarios AutoSolar [31], una empresa especializada en Energıa Solar.
Para los costes de mano de obra para el montaje y la instalacion de los componentes, se hara
una estimacion habitual en este tipo de proyectos y se supondra que el coste es un 15% del coste
total de los componentes.
Componente Cantidad Precio unitario (e) Descuento (%) TOTAL
Modulo fotovoltaico
LG 400 N2W-A5 16 279,09 0% 4.465,44 e
Baterıa Litio
Pylontech US3000B 25 1.447,23 4% 34.733,52 e
Inversor Voltronic
Axpert MAX 1 1.452,00 17% 1.205,16 e
TOTAL
COMPONENTES 40.404,12e
Mano de obra 1 6060,62e 0% 6060,62e
TOTAL 46.464,74e
Tabla 4.14.- Presupuesto.
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La tabla 4.14 refleja los resultados obtenidos, donde se espera un coste total de los com-
ponentes de 40.404,12 euros que ascenderıa a 46.464,74 euros anadiendo el coste de la mano
de obra. Este coste total de los componentes es bastante elevado debido principalmente al alto
coste de las baterıas seleccionadas como sistema de almacenamiento, puesto que el precio de
estas es aproximadamente el 80% del coste total de todos los componentes que intervienen en
la instalacion.
De todas maneras, a pesar de la alta inversion que serıa necesaria, debe tenerse en cuenta
que un presupuesto para llevar red electrica a una zona que carece de acceso a ella podrıa rondar
cifras similares o superiores a esta inversion. Y en todo caso, suponiendo que fuera posible llevar
la red hacia la localizacion deseada, puesto que comunmente el acceso a la acometida electrica
no es viable en zonas con difıcil orografıa o en paıses en vıas de desarrollo. Por ejemplo,
si fuera necesaria la conexion a red en una vivienda donde el transformador mas cercado se
encuentra a 1,5 km y suponiendo que el precio de postes de hormigon oscila los 650 e, que
como maximo podrıa colocarse uno cada 45 m de distancia y que el cableado tiene un coste de
15 euros por cada metro tendido, los costes solo de este material ascenderıan a 47.200 euros
aproximadamente. Ademas habrıa que tener en cuenta los costes por transporte, excavaciones,
mano de obra, permisos y licencias.
Por otra parte es de importancia destacar el ahorro en el coste anual de la electricidad a
lo largo de la vida util de la instalacion disenada en este proyecto. Si el coste del kWh es de
0,127003 e/kWh [32], y asumiendo que cada cinco anos subira un 5% se llega a los resultados
mostrados en la figura 4.40. En ella se observa un ahorro progresivo anual para un consumo
energetico de la vivienda de 4.313,205 kWh/ano.
Por ultimo aclarar que el analisis de los costes de este proyecto serıa mucho mas com-
plejo ya que habrıa que tener en cuenta otros factores como el numero de especialistas para
la instalacion, el tiempo que tardarıan y otros factores que en principio tienen una difıcil esti-
macion.
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Figura 4.40.- Ahorro anual de la vivienda desconectada de la red electrica.
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5. Conclusiones y trabajos futuros.
Al inicio de este documento se exponıa el problema que enfrentaban muchos de los
miembros de viviendas que carecen de acceso a la red electrica, ya sea por una difıcil orografıa
o porque se ubique en una zona donde el suministro electrico no sea viable. En este contexto,
el objetivo del proyecto buscaba realizar el diseno de toda una instalacion fotovoltaica que fuera
totalmente independiente de la red electrica como solucion a viviendas que se encuentren en la
situacion descrita anteriormente. Para ello, haciendo uso de las fuentes bibliograficas citadas,
se han dimensionado todos los componentes que intervienen en la instalacion, se han propuesto
soluciones comerciales y se han hecho uso de diferentes herramientas.
Ademas se ha realizado todo el dimensionamiento partiendo solamente de la ubicacion
como dato de partida y se han justificado los resultados haciendo uso del software PVSyst, una
herramienta de gran ayuda en el diseno de todo tipo de sistemas fotovoltaicos, completando todo
lo anterior con una simulacion en Matlab/Simulink usando datos reales. El objetivo de separar el
proyecto en estas partes es hacer de este documento una guıa que sirva de referencia para posi-
bles proyectos con el mismo objetivo pero con diferentes datos de partida. Los resultados de las
simulaciones aportan una comprobacion de que la instalacion es viable, habiendose realizado un
correcto dimensionamiento y demuestran que es posible llegar a solucionar el problema inicial
siguiendo los pasos definidos a lo largo del presente documento. Ademas se ha comprobado
el funcionamiento de todos los subsistemas que intervienen en la simulacion por separado para
diferentes situaciones.
No obstante, algunos aspectos pueden mejorarse. Como trabajos futuros podrıa propo-
nerse la implementacion de otro algoritmo MPPT ya que en este proyecto se ha hecho uso del al-
goritmo de ”Perturbacion y Observacion”, siendo el algoritmo mas basico y mas extendido. Este
mismo puede presentar oscilaciones en regimen permanente y no es eficiente bajo variaciones
bruscas por lo que una posible solucion es la implementacion del algoritmo de ”Conductancia
incremental” para la eliminacion de estos errores.
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Por otra parte, para el modelado de la instalacion y la posterior implementacion en
Simulink se han hecho una serie de simplificaciones, siendo la mas destacable la implementacion
de los convertidores de potencia promediados mediante fuentes de corriente ideales controladas.
Serıa de interes, desde el punto de vista de la electronica de potencia, seguir bajando niveles en
la topologıa de los convertidores, especialmente en el control del inversor.
Por ultimo, cabe la posibilidad de realizar una simulacion en el dominio del tiempo con
mayor resolucion implementando un perfil de carga y de irradiancia con datos tomados cada
minuto o cada segundo. Esto permitirıa ver el comportamiento de la instalacion mas detallado y
con mayor durabilidad en el tiempo.
Lucıa Fernandez Fernandez
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solares.html. Accedido 11-04-2020.
[22] Noelia Echeverrıa, Marcos Judewicz, Guillermo Murcia, Jorge Strack, and Sergio A.
Gonzalez. Algoritmo mppt de conductancia incremental con doble cota. Buenos Aires,
2014.
Lucıa Fernandez Fernandez
UNIVERSIDAD DE OVIEDOEscuela Politecnica de Ingenierıa de Gijon Hoja 107 de 144
[23] Ernesto Rodrıguez. Baterıas para paneles solares fotovoltaicos. url:
https://www.areatecnologia.com/electricidad/baterias-para-paneles-solares.html. Ac-
cedido 07-05-2020.
[24] Saclima Solar Fotovoltaica. Tipos de baterıas. url:
http://www.saclimafotovoltaica.com/energia-solar/tipos-de-baterias-monoblock-agm-
gel-estacionarias-de-electrolito-gelificado-o-de-litio/. Accedido 07-05-2020.
[25] Mario Siles. Baterıas de litio. descubre todas sus ventajas. url:
https://www.solarmat.es/blog/baterias-litio-ventajas/. Accedido 07-05-2020.
[26] Deborah Garcıa B. Ası funcionan las baterıas de litio. Fronteras, 20 de febrero, 2020.
[27] Jhon J. Jesser J. and Luis F. Design and construction of a boost type dc / dc converter with
adjustable pwm. Scientia et Technica Ano XXII, 22:9–14, 2017.
[28] Jose Marıa Benot Morell. Control de convertidores ac/dc y dc/dc para carga de vehıculos
electricos. pages 21–36, Mayo 2012.
[29] D. Marco A. Luna Merino. Tfg: Diseno y simulacion de inversor monofasico en puente
completo modulado mediante pwm para un sistema fotovoltaico. pages 85–112, Leganes,
Febrero 2010.
[30] Pecan Street Inc. Pecan street dataport. url: https://www.pecanstreet.org/dataport/. Acce-
dido 22-12-2020.
[31] Autosolar Energıa y Servicios S.L.U. url: https://autosolar.es/. Accedido 18-01-2021.
[32] Endesa. url: https://www.endesa.com. Accedido 29-01-2021.
Lucıa Fernandez Fernandez
APENDICE I: SCRIPT
DIMENSIONAMIENTO DE UNA
INSTALACION AISLADA.
109
SCRIPT EN MATLAB PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE UNA INSTALACIÓN
FOTOVOTLAICA ASILADA EN GOZÓN, ASTURIAS.
%% DIMENSIONAMIENTO DE UNA INSTALACION FOTOVOLTAICA AISLADA DE LA RED %% %En este documento se llevaran a cabo los calculos necesarios para %dimensionar una instalacion fotovoltaica aislada de la red.
%% DATOS UBICACION.
Lon=-5.858; %Longitud de la ubicacion [º] Lat=43.597; %Latitud de la ubicacion [º] At=21; %Altitud sobre el nivel del mar [m]
%% ESTIMACION CONSUMO VIVIENDA.
% 1) Potencia expresada en Watios consumida por cada carga conectada en %alterna.
Frigo=200; Micr=800; Lavadora=1500; Lavavajillas=0; Horno=1200; Vitro=1000; Tele=80; Calefacc=1000; Ilum=1000;
FS=0.75; %Factor de simultaneidad
Pcargas_AC=(Frigo+Micr+Lavadora+Lavavajillas+Horno+Vitro+Tele+Calefacc+Il
um)*FS; % [W] Pcargas_DC=0; %En este caso no se han considerado cargas en DC
% 2) Energia diria consumida por las cargas receptoras conectadas en la %vivienda, expresada en W x hora.
Lmd_AC=Frigo*4+Micr*0.1+Lavadora*0.5+Lavavajillas*0.5+Horno*0.5+Vitro*1+T
ele*4+Calefacc*4+Ilum*3; %[Wh] Lmd_DC=0;
%Considerando los fatores de perdidas:
R_inv=0.93; %Rendimiento inversor [pu] R_bat=0.96; %Rendimiento baterias [pu] R_cond=1; %Rendimiento conductores [pu] MS=1; %Margen de seguridad como mucho puede ser hasta un
20%
Lmd=((Lmd_DC+(Lmd_AC/R_inv))/(R_bat*R_cond))*MS; %Consumo medio de
energia diario [Wh/dia]
%% DIMENSIONAMIENTO CONJUNTO DE PANELES FOTOVOLTAICOS.
% 1) Orientacion e inclinacion optimas (ESPAÑA).
Beta_opt_Dic=Lat+10; %Angulo de inclinacion optimo para mes de
diciembre [º]
Beta_opt_Jul=Lat-20; %Angulo de inclinacion optimo para mes de julio
[º] Beta_opt_Anual=Lat-10; %Angulo de inclinacion optimo para uso anual [º] Alfa=0; %Angulo azimut [º]
% 2) Irradiacion solar mensual. %Los datos para este apartado han sido onbtenidos del software PVGIS
Irr_inc=1000; %Irradiancia incidente normalizada [W/m2] Irr_mes=59880; %Irradiacion global del mes mas desfavorable
[Wh/m2] Irr_dia=2447; %Irradiacion global diaria del mes mas
desfavorable [Wh/m2]
% 3) Horas de sol pico.
HPS=Irr_dia/Irr_inc;
% 4) Datos panles fotovoltaico seleccionado. %Datos aportados por el fabricante del panel solar.
Nceldas=72; %Numero de celdas por cada panel Pmpp=400.3; %Potencia en el punto de maxima potencia [W] Voc=49.3; %Voltaje de circuito abierto [V] Vmpp=40.6; %Voltaje del punto de maxima potencia [V] Isc=10.47; %Corriente de cortocircuito [A] Impp=9.86; %Corriente de punto de potencia maxima [A] PR=0.77; %Factor global de funcionamiento [pu]
%Calculo del numero total de paneles necesarios para abastecer las cargas %conectadas al sistema.
V_bat=48; %Voltaje en bordes de las baterias en DC
[V] V_dc=400; %Voltaje bus de continua. ES LA
LIMITACION DE LOS PANELES. N_Total_Cal=Lmd/(Pmpp*HPS*PR); Nt=16; %Numero entero inmediatamente superior al
calculado N_Serie_Cal=V_dc/Vmpp; %Calculo de los paneles en serie, strings
o cadenas que admite el sistema. Nserie=8; N_paralelo_Cal=Nt/Nserie; %Calculo de los paneles en paralelo que
admite el sistema. Nparalelo=2;
% AGRUPACION: Dos strings o cadenas conectadas en paralelo, compuestas % por ocho módulos conectados en serie cada una.
%% DIMENSIONAMIENTO SISTEMA DE ALMACENAMIENTO. %Calculo de la capacidad de las baterias de la instalacion fotovoltaica. %Datos necesarios:
DOD=0.8; %Profundidad de descarga de la bateria [pu] N=6; %Dias de autonomia de la instalacion. Para un
uso anual suele ser de 4 a 6 dias [dias] FP_bat=1; %Factor perdidas de la bateria por
temperatura, rendimiento de equipos,etc [pu]
%Calculo de la capacidad nominal necesaria en funcion de la profundidad
de %descarga en Amperios por hora:
Cn=(Lmd*N*FP_bat)/(DOD*V_bat); %Capacidad bateria [Ah] Cn_Wh=(Lmd*N)/(DOD*FP_bat); %Capacidad batería [Wh]
%% PARÃ?METROS DE LA SIMULACION CON SIMULINK.
% 1) PERFIL DE IRRADIANCIA DIARIA. %Vamos a seleccionar el perfil de irradiancia de un dia cualquiera
del %mes de julio por ejemplo.
Time=[0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47
48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71];
%Horas del dia Irr=[0 0 0 0 0 1 52 160 291 422 509 622 705 707 634 545 404 250 110
32 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 52 160 291 422 509 622 705 707 634 545 404 250 110
32 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 52 160 291 422 509 622 705 707 634 545 404 250 110
32 0 0 0 0]; %Irradiancia global [W/m2]
% 2) PERFIL DE CARGA. Perfil=[0 0 0 0 0 0 500 1400 550 150 0 0 1300 550 550 0 120 120 500
1300 1650 1100 550 500 0 0 0 0 0 0 500 1400 550 150 0 0 1300 550 550 0
120 120 500 1300 1650 1100 550 500 0 0 0 0 0 0 500 1400 550 150 0 0 1300
550 550 0 120 120 500 1300 1650 1100 550 500];
% 3) COMPONENTES SIMULACION.
V_DC_REF=V_dc; %Tension del bus de corriente continua [V] C_DC=1e-3; %Condensador del bus de continua. Le damos un valor
adecuado para obtener una buena rigidez dinamica [F]
% 4) PARAMETROS PARA EL CONTROL DE TENSION.
AW_v=2*pi*50; %Ancho de banda de la tension [rad/s] KIv=AW_v/2; %Constante accion integral del regulador PI KPv=4*KIv*C_DC; %Constante accion proporcional del regulador PI
APENDICE II: FICHA TECNICA
PANEL FOTOVOLTAICO.
115
PVsyst PRUEBA
PVsyst PRUEBA
PVsyst PRUEBA
PVsyst PRUEBA15/01/21
PVsyst V7.1.3
PVsyst Evaluation mode
Módulo FV - LG 400 N2W-A5FabricanteModelo
GenericLG 400 N2W-A5
Datos comercialesDisponibilidad : Prod. desde 2017Fuente de datos : Manufacturer 2017
Pnom Potencia STC (fabricante)Tamaño del módulo (ancho x largo)Número de células
4001.024 x 2.024
1 x 72
Wpm²
TecnologíaÁrea áspera del módulo (Amódulo)Área sensible (células) (Acélulas)
Si-mono2.071.86
m²m²
Especificaciones para el modelo (fabricante o datos de medición)Temperatura de referencia (TRef)Voltaje de circuito abierto (Voc)Voltaje del punto de potencia máx. (Vmpp)=> potencia máxima (Pmpp)
2549.340.6
400.3
°CVVW
Irradiancia de referencia (GRef)Corriente de cortocircuito (Isc)Corriente de punto de potencia máx. (Impp)Coef. de temp. Isc (muIsc)
100010.479.863.1
W/m²AAmA/°C
Parámetros de modelo de un diodoResistencia derivación (Rderivación)Resistencia serie (Rserie)Coef. temp. Pmax especificado (muPMaxR)
15000.33
-0.36
ΩΩ%/°C
Corriente saturación diodo (IoRef)Coef. de temp. Voc (MuVoc)Factor de calidad diodo (Gamma)Factor de diodo temper. coeff. (muGamma)
0.039-1381.01
0.000
nAmV/°C
1/°C
Parámetros de polarización inversa, para usar en el comportamiento del conjunto FV bajo sombreado parcial o desajusteCaracterísticas inversas (oscuro) (BRev)Número de diodos de deivación por módulo
3.203
mA/V² (factor cuadrático (por célula))Voltaje directo de diodos de derivación -0.7 V
Resultados del modelo para las condiciones estándar (STC: T=25 °C, G=1000 W/m², AM=1.5)Voltaje del punto de potencia máx. (Vmpp)Potencia máxima (Pmpp)Eficiencia(/ Área módulo) (Efic_mód.)Eficiencia(/ Área células) (Efic_cél.)
40.2400.519.321.5
VWp%%
Corriente de punto de potencia máx. (Impp)Coef. de temp. de potencia (muPmpp)Factor de forma (FF)
9.95-0.360.776
A%/°C
Página 1/1
APENDICE III: FICHA TECNICA
BATERIA.
119
Specification
22
0086 021 50317697 [email protected] www.pylontech.com.cn
Basic�Parameters US2000 Phantom-S
Nominal�Voltage V 4848
Usable Capacity (Wh)�
2400
Dimension mm 442*410*89 440*440*88.5
Weight Kg 2424
Discharge�Voltage V 45�~� 3.55 � �
Charge�Voltage V 52.5�~� 52.53.55 �~53.5
25 Recommended 25 Recommended
50 Max 50 Max
100 Peak@15s 100 Peak@15s
Communication�Port RS485 CAN RS485 CAN
Working�Temperature/ 0~50 0~50
Shelf Temperature/
Authentication Level UL/TÜV/CE /UN38.3
Design life 10+�Years 25 /77 10+�Years 25 /77Cycle�Life >6000, 25℃ >6000, 25℃
Charge�/ Discharge�CurrentA
2400Nominal Capacity (Wh)
2200 2200
48
3552
3200
442*420*13232
45~53.5
52.5~53.5
37 (Recommended)74 (Max)
100 (Peak@15s)
0~50
-20~60
10+�Years 25 /77>6000, 25℃
US3000
Humidity
Altitude (m)
5%~85% 5%~85% 5%~85%
<2000 <2000 <2000
RS485 CAN
Single string quantity(pcs) 8 8 8
-20~60 06~02- 06~02-
45�~� 3.55
TÜV/CE /UN38.3 TÜV/CE /UN38.3
APENDICE IV: FICHA TECNICA
INVERSOR.
123
O f f - G r i d I n v e r t e r
Of
f-G
rid
In
ve
rt
er
Advancing Power
Axpert MAX Off-Grid Inverter
RGB LIGHTS
Wi Fi
MODEL Axpert MAX 3600-24-230 Axpert MAX 3600-24-120 Axpert MAX 7200-48-230 Axpert MAX-7200-48-120Rated Power 3600VA/3600W 7200VA/7200W*PARALLEL CAPABILITY NO Yes, up to 6 unitsINPUTVoltage 230 VAC 120 VAC 230 VAC 120 VAC
Selectable Voltage Range
170-280 VAC (For Personal Computers)
90-280 VAC (For Home Appliances)
90-140 VAC (For Personal Computers)
80-140 VAC (For Home Appliances)
170-280 VAC (For Personal Computers)
90-280 VAC (For Home Appliances)
90-140 VAC (For Personal Computers)
80-140 VAC (For Home Appliances)
Frequency Range 50 Hz/60 Hz (Auto sensing)OUTPUTAC Voltage Regulation (Batt. Mode) 230VAC ± 5% 120VAC ± 5% 230VAC ± 5% 120VAC ± 5%Surge Power 7500VA 7500VA 15000VA 15000VAEfficiency (Peak) 90% ~ 93%Transfer Time 15 ms (For Personal Computers) ; 20 ms (For Home Appliances)Waveform Pure sine waveNo Load Power Consumption < 45W < 70WBATTERY Battery Voltage 24 VDC 48 VDCFloating Charge Voltage 27 VDC 54 VDCOvercharge Protection 33 VDC 66 VDCSOLAR CHARGER & AC CHARGERSolar Charger Type MPPTMaximum PV Array Power 4000 W 8000W (4000W x 2)MPPT Range @ Operating Voltage 120 ~ 450 VDC 90 ~ 230 VDC 90 ~ 450 VDC 90 ~ 230 VDCMaximum PV Array Open Circuit Voltage 500 VDC 250 VDC 500 VDC 250 VDCMaxmum Solar Charge Current 80 AMaximum AC Charge Current 80 AMaximum Charge Current 80 APHYSICALDimension, D x W x H (mm) 147.4 x 432.5 x 553.6Net Weight (kgs) 14.1 18.4Communication Interface USB/RS232/RS485/Wifi/Dry-contactOPERATING ENVIRONMENTHumidity 5% to 95% Relative Humidity(Non-condensing)Operating Temperature -10°C to 50°C Storage Temperature -15°C to 60°C STANDARDCompliance Safety CE UL CE UL
Axpert MAX Off-Grid Inverter Selection Guide
* 120 VAC model rated as 5000VA when unit operated under inverte modeProduct specifications are subject to change without further notice.
Communication for Remote panel
RGB light:Different color to present output source from PV,Grid or battery and battery charge/discharge status
Parallel connectors:Maximum 6 units in parallel (only for MAX-7200)
Diverse communications:USB On-the-Go function,Dry contact and BMS communication
DC output connectors:Connect to DC fan, LED bulb or router
Anti-dust filter:Increase product reliabilityin harsh environment
• Customizable status LED bar with RGB lights• Built-in wifi for mobile monitoring (Android/iOS Apps are available)• Supports USB On-the-Go function• Reserved communication port for BMS (RS485, CAN-BUS or RS232)• Replaceable fan design for ease of maintenance• Battery independent design • Configurable AC/PV output usage timer and prioritization• Selectable high power charging current• Selectable input voltage range for home appliances and personal computers• Compatible to Utility Mains or generator input• Built-in anti-dust kit• Optional DC output for DC fan, LED bulb, router and so on• Parallel operation up to 6 units only available for 7.2kVA
APENDICE V: INFORME DE
SIMULACION PVSYST.
127
PVsyst PRUEBA
PVsyst PRUEBA
PVsyst PRUEBA
PVsyst PRUEBA
Versión 7.1.4
PVsyst - Informe de simulaciónSistema independiente
Proyecto: Instalacion_aislada_AsturiasVariante: Nueva variante de simulación
Sistema independiente con bateríasPotencia del sistema: 5.60 kWp
Vioño - Spain
Autor(a)
PVsyst PRUEBA
PVsyst PRUEBA
PVsyst PRUEBA
PVsyst PRUEBA30/01/21
PVsyst V7.1.4VC0, Fecha de simulación:30/01/21 17:11con v7.1.4
Proyecto: Instalacion_aislada_AsturiasVariante: Nueva variante de simulación
PVsyst Evaluation mode
Resumen del proyecto
Sitio geográficoVioñoEspaña
SituaciónLatitudLongitudAltitudZona horaria
43.60-5.86
21UTC+1
°N°Wm
Configuración del proyectoAlbedo 0.20
Datos meteoVioñoMeteonorm 7.3 (1991-2010), Sat=100% - Sintético
Resumen del sistema
Sistema independiente Sistema independiente con baterías
Orientación campo FVPlano fijoInclinación/Azimut 34 / 0 °
Sombreados cercanosSegún las cadenasEfecto eléctrico 100 %
Necesidades del usuarioConsumidores domésticos diariosConstante durante el añoPromedio 10.6 kWh/Día
Información del sistemaConjunto FVNúm. de módulosPnom total
145.60
unidadeskWp
Paquete de bateríasTecnologíaNúm. de unidadesVoltajeCapacidad
Lithium-ion, LCO2948
1566
unidadesVAh
Resumen de resultadosEnergía disponibleEnergía usada
65743832
kWh/añokWh/año
Producción específica 1174 kWh/kWp/año Proporción rend. PRFracción solar (SF)
46.7198.65
%%
Tabla de contenidoResumen de proyectos y resultadosParámetros generales, Características del conjunto FV, Pérdidas del sistema.Definición del sombreado cercano - Diagrama de iso-sombreadosNecesidades detalladas del usuarioResultados principalesDiagrama de pérdidaGráficos especiales
235789
10
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PVsyst PRUEBA
PVsyst PRUEBA
PVsyst PRUEBA
PVsyst PRUEBA30/01/21
PVsyst V7.1.4VC0, Fecha de simulación:30/01/21 17:11con v7.1.4
Proyecto: Instalacion_aislada_AsturiasVariante: Nueva variante de simulación
PVsyst Evaluation mode
Parámetros generales
Sistema independiente Sistema independiente con baterías
Orientación campo FVOrientaciónPlano fijoInclinación/Azimut 34 / 0 °
Modelos usadosTransposiciónDifusoCircunsolar
PerezPerez, Meteonorm
separado
Sombreados cercanosSegún las cadenasEfecto eléctrico 100 %
Necesidades del usuarioConsumidores domésticos diariosConstante durante el añoPromedio 10.6 kWh/Día
Características del conjunto FV
Módulo FVFabricanteModelo
GenericLG 400 N2W-A5
(Base de datos PVsyst original)Unidad Nom. Potencia 400 WpNúmero de módulos FVNominal (STC)Módulos
145.60
2 Cadenas x 7
unidadeskWpEn series
En cond. de funcionam. (50°C)PmppU mppI mpp
5.10256
20
kWpVA
BateríaFabricanteModelo
GenericDCB102Z
Tecnología Lithium-ion, LCONúm. de unidadesDescarga mín. SOCEnergía almacenada
2910.067.8
en paralelo%kWh
Características del paquete de bateríasVoltajeCapacidad nominalTemperatura
481566
Temperatura ambiente exterior
VAh (C10)
ControladorControlador universalTecnologíaCoef. temp.
Convertidor MPPT-5.0 mV/°C/Elem.
ConvertidorEficiencias máxi y EURO 97.0 / 95.0 %
Control de gestión de la bateríaComandos de umbral comoCargandoDescarga
Cálculo SOCSOC = 0.96 / 0.80SOC = 0.10 / 0.35
Potencia FV totalNominal (STC)TotalÁrea del móduloÁrea celular
614
29.026.0
kWpmódulosm²m²
Pérdidas del conjunto
Pérdidas de suciedad del conjuntoFracción de pérdida 1.0 %
Factor de pérdida térmicaTemperatura módulo según irradianciaUc (const)Uv (viento)
20.00.0
W/m²KW/m²K/m/s
Pérdidas de cableado CCRes. conjunto globalFracción de pérdida
2121.5
mΩ% en STC
Pérdida diodos serieCaída de voltajeFracción de pérdida
0.70.2
V% en STC
Pérdida de calidad móduloFracción de pérdida -0.8 %
Pérdidas de desajuste de móduloFracción de pérdida 2.0 % en MPP
Pérdidas de desajuste de cadenasFracción de pérdida 0.1 %
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PVsyst PRUEBA
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PVsyst PRUEBA30/01/21
PVsyst V7.1.4VC0, Fecha de simulación:30/01/21 17:11con v7.1.4
Proyecto: Instalacion_aislada_AsturiasVariante: Nueva variante de simulación
PVsyst Evaluation mode
Pérdidas del conjunto
Factor de pérdida IAMEfecto de incidencia (IAM): Recubrimiento Fresnel AR, n(vidrio)=1.526, n(AR)=1.290
0°
1.000
30°
0.999
50°
0.987
60°
0.962
70°
0.892
75°
0.816
80°
0.681
85°
0.440
90°
0.000
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PVsyst PRUEBA30/01/21
PVsyst V7.1.4VC0, Fecha de simulación:30/01/21 17:11con v7.1.4
Proyecto: Instalacion_aislada_AsturiasVariante: Nueva variante de simulación
PVsyst Evaluation mode
Parámetro de sombreados cercanos
Perspectiva del campo FV y la escena de sombreado circundante
Diagrama de iso-sombreados
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PVsyst V7.1.4VC0, Fecha de simulación:30/01/21 17:11con v7.1.4
Proyecto: Instalacion_aislada_AsturiasVariante: Nueva variante de simulación
PVsyst Evaluation mode
Diagrama de iso-sombreados
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PVsyst V7.1.4VC0, Fecha de simulación:30/01/21 17:11con v7.1.4
Proyecto: Instalacion_aislada_AsturiasVariante: Nueva variante de simulación
PVsyst Evaluation mode
Necesidades detalladas del usuarioConsumidores domésticos diarios, Constante durante el año, promedio = 10.6 kWh/día
Valores anuales
Número Potencia Uso Energía
W Hora/día Wh/díaIluminación y otros 1 1000W/lámpara3.0 3000Televisión 1 80W/apar. 4.0 320Vitro/Calefaccion 1 1000W/apar. 5.0 5000Frigorifico 1 2 400Microondas 1 800W tot 0.5 400Lavadora/Horno 1 1500W tot 1.0 1500Consumidores en espera 24.0 24Energía diaria total 10644Wh/día
Distribución por hora
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PVsyst PRUEBA
PVsyst PRUEBA
PVsyst PRUEBA
PVsyst PRUEBA30/01/21
PVsyst V7.1.4VC0, Fecha de simulación:30/01/21 17:11con v7.1.4
Proyecto: Instalacion_aislada_AsturiasVariante: Nueva variante de simulación
PVsyst Evaluation mode
Resultados principales
Producción del sistemaEnergía disponibleEnergía usadaExceso (sin usar)
657438322540
kWh/añokWh/añokWh/año
Producción específicaProporción de rendimiento (PR)Fracción solar (SF)
117446.7198.65
kWh/kWp/año%%
Pérdida de cargaFracción de tiempoEnergía faltante
1.453
%kWh/año
Envejecimiento de la batería (Estado de desgaste)Ciclos SOWSOW estáticoDuración de vida de batería
93.380.45.1
%%años
Producciones normalizadas (por kWp instalado) Proporción de rendimiento (PR)
Balances y resultados principales
GlobHor GlobEff E_Avail EUnused E_Miss E_User E_Load SolFrac
kWh/m² kWh/m² kWh kWh kWh kWh kWh proporción
Enero 45.3 65.3 325.7 0.0 0.00 330.0 330.0 1.000
Febrero 61.1 80.1 401.6 67.9 0.00 298.0 298.0 1.000Marzo 101.9 115.3 579.0 207.5 0.00 330.0 330.0 1.000Abril 135.3 135.5 679.6 342.0 0.00 319.3 319.3 1.000Mayo 156.0 139.9 704.2 355.2 0.00 330.0 330.0 1.000Junio 153.6 131.2 654.3 331.6 0.00 319.3 319.3 1.000Julio 169.4 149.8 737.9 380.5 0.00 330.0 330.0 1.000Agosto 145.6 139.3 682.1 330.5 0.00 330.0 330.0 1.000Septiembre 125.2 137.4 674.9 337.1 0.00 319.3 319.3 1.000Octubre 80.3 93.4 465.9 116.8 0.00 330.0 330.0 1.000Noviembre 49.7 72.7 358.1 58.6 28.26 291.1 319.3 0.911Diciembre 40.8 62.4 310.6 12.7 24.34 305.6 330.0 0.926
Año 1264.2 1322.2 6573.8 2540.5 52.61 3832.5 3885.1 0.986
LeyendasGlobHorGlobEffE_AvailEUnusedE_Miss
Irradiación horizontal globalGlobal efectivo, corr. para IAM y sombreadosEnergía solar disponibleEnergía no utilizada (batería llena)Energía faltante
E_UserE_LoadSolFrac
Energía suministrada al usuarioNecesidad energética del usuario (Carga)Fracción solar (EUtilizada / ECarga)
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PVsyst PRUEBA
PVsyst PRUEBA
PVsyst PRUEBA
PVsyst PRUEBA30/01/21
PVsyst V7.1.4VC0, Fecha de simulación:30/01/21 17:11con v7.1.4
Proyecto: Instalacion_aislada_AsturiasVariante: Nueva variante de simulación
PVsyst Evaluation mode
Diagrama de pérdida
Irradiación horizontal global1264 kWh/m²
+15.9% Global incidente plano receptor
-7.13% Sombreados cercanos: perdida de irradiancia
-1.84% Factor IAM en global
-1.00% Factor de pérdida de suciedad
Irradiancia efectiva en colectores1322 kWh/m² * 29 m² colect.
eficiencia en STC = 19.33% Conversión FV
Conjunto de energía nominal (con efic. STC)7415 kWh
-0.22% Pérdida FV debido al nivel de irradiancia
-4.72% Pérdida FV debido a la temperatura.
-0.97% Sombreados: pérdida eléctrica según las cadenas
+0.75% Pérdida calidad de módulo
-2.10% Pérdidas de desajuste, módulos y cadenas
-1.14% Pérdida óhmica del cableado
-37.32% Energía no utilizada (batería llena)
Energía efectiva a la salida del conjunto4267 kWh
-5.41% Pérdida del convertidor durante la operación (eficiencia)
-0.01% Pérdida del convertidor sobre la potencia nominal del convertidor
-0.08% Pérdida del convertidor debido al umbral de potencia
0.00% Pérdida del convertidor sobre el voltaje nominal del convertidor
0.00% Pérdida del convertidor debido al umbral de voltaje
Pérdidas de convertidor (efic, sobrecarga)4033 kWh
Almacenamiento de bateríaUso directoAlmacenado19.4% 80.6% -0.02% Balance de energía almacenada en la batería
-3.42% Pérdida de eficiencia de la batería
-3.04% Carga/descarga Pérdida de eficiencia de corriente
-1.34% Corriente de autodescarga de la batería
Energía suministrada al usuario3832 kWh
1.35%52.6 kWh
Energía
faltante
3885 kWh Necesidad energética del usuario (Carga)
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APENDICE VI: ESQUEMAS DE LAS
SIMULACIONES EN SIMULINK.
139
ESQUEMA IMPLEMENTACIÓN ALGORITMO MPPT EN SIMULINK/MATLAB.
CÓDIGO ALGORITMO MPPT P&O.
function duty = fcn(V_PV,I_PV)
% Declaración variables y su inicialización:
persistent P_anterior V_anterior duty_anterior if isempty(duty_anterior) P_anterior=0; V_anterior=0; duty_anterior=0.7; end
Inc_duty=0.001;
%Cálculo de la potencia del panel:
P_PV=V_PV*I_PV;
% Algoritmo control MPPT: if(P_PV-P_anterior)~=0 if(P_PV-P_anterior)>0 if(V_PV-V_anterior)>0 duty=duty_anterior+Inc_duty; else duty=duty_anterior-Inc_duty; end else if(V_PV-V_anterior)>0 duty=duty_anterior-Inc_duty; else duty=duty_anterior+Inc_duty; end end else duty=duty_anterior; end
% Actualización de las variables:
duty_anterior=duty; V_anterior=V_PV; P_anterior=P_PV;
ESQUEMAS CONTROL DE LA TENSIÓN DEL BUS DE CONTINUA.
ESQUEMA SISTEMA DE ALMACENAMIENTO CON CONVERTIDOR DC/DC
PROMEDIADO.
ESQUEMA CONJUNTO FOTOVOLTAICO CON CONVERTIDOR DC/DC
PROMEDIADO.
ESQUEMA INVERSOR DC/AC CON PREFIL DE CARGA.
ESQUEMA UNIÓN DE TODOS LOS SUBSISTEMAS.