9. Conexión a red de sistemas fotovoltaicos

H. Boileau Universidad de Savoie, FR

Resultados del aprendizaje

Después de leer este capítulo, el usuario debe poseer conocimientos de:

• Una descripción de la base de los sistemas fotovoltaicos conectados a la red eléctrica

• Los componentes adicionales en la parte DC de los sistemas fotovoltaicos • Inversores fotovoltaicos • Los componentes adicionales a la parte AC PV Sistema del diseño de sistemas y el

pronóstico de la producción eléctrica • Rentabilidad de instalaciones fotovoltaicas (método de Bernard Chabot/ADEME de

TCE) • Evaluar la compatibilidad entre el campo fotovoltaico y el inversor

Descripción de Estructuras PV conectadas a la red eléctrica

Instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red eléctrica representan la mayoría de las instalaciones fotovoltaicas instaladas actualmente en el mundo (en 2015). De hecho, estas instalaciones fotovoltaicas son posiblemente las más sencillas, por lo tanto los costos son más bajos y de la electricidad producida se inyecta en la red para ser utilizada. Estas ventajas ofrecen estos sistemas fotovoltaicos a un menor costo por kWh producido, que explica la penetración de mercado y el interés comercial.

En la ausencia de luminosidad, hay, por supuesto que no hay producción de energía, pero la red compensa. Por otra parte, es necesario saber que, en ausencia del voltage, la instalaciónfotovoltaica se omite por razones de seguridad, incluso si hay un fuerte resplandor luminoso.

Figura 1 - esquema simplificado de una instalación fotovoltaica

Figura 1 muestra un diagrama simplificado de una instalación fotovoltaica conectada a la red con los principales elementos

El campo fotovoltaico, cuando bajo irradiación solar, produce energía eléctrica en forma de corriente continua. Esta corriente continua se transforma por un inversor de AC al ser inyectados en la red, con la misma amplitud y fase del voltaje de la red (generalmente una amplitud de 230 V) y una frecuencia de 50 Hz en Europa. Puede haber dispositivos de protección instalados entre la instalación PV y el inversor, si es necesario u obligatorio debido a las regulaciones locales. Dispositivos de protección también pueden ser insertadosentre el inversor y la red (inevitablemente es necesaria pero no impuesto por las normas de seguridad). Por último, generalmente hay un medidor de energía para la facturación de los kWh de fotovoltaica producida.

Puede ser útil introducir un sistema de retroalimentación para comprobar cómo se ejecuta la instalación porque, por cuestiones menores o pérdidas, nada indica si el sistema funcionacorrectamente o no. Una pantalla puede utilizarse para el monitoreo continuo de información útil, tales como la potencia instantánea y la energía acumulada producción.

El campo fotovoltaico

El campo fotovoltaico es la totalidad de los módulos fotovoltaicos de una instalación PV. La totalidad de los módulos fotovoltaicos puede conectarse de varias maneras, a uno o varios inversores. Las tres principales configuraciones posibles se muestran en la figura 2.

Figura 2: Principal configuraciones posibles de los campos de PV.

La explicación de la figura 2 a continuación:

a) la totalidad del campo fotovoltaico está conectada a un inversor, que se llama el inversor centralizado. Esta configuración es el menos costoso pero todos los módulos deben ser del mismo tipo, tienen la misma posición angular y la dirección, por la sencilla razón de que la corriente y el voltaje producido por cada cadena de módulos deben ser del mismo valor. Si no es así, hay una pérdida de producción. Obviamente cada cadena debe tener el mismo número de módulos. La influencia de un tono en uno o más módulos fotovoltaicos puede ser bastante importante en la producción eléctrica, ya que los módulos de cada cadena están conectados en serie y va a cambiar el cambio de corriente o tensión en una cadena demódulos en paralelo con las otras cadenas. Otras desventajas incluyen que una avería del inversor provoca la interrupción completa del campo PV, es difícil localizar la avería de un solo módulo PV y la tensión de una cadena de módulos es a menudo alta, varios cientos de voltios en DC actual, que es peligroso para los organismos vivos.

b), la totalidad del campo fotovoltaico se divide en cadenas de módulos, cada uno conectado a un inversor. Todos los módulos del PV de la misma cadena deben ser del mismo tipo, tienen la misma posición angular y la dirección. Por otro lado, de una cadena a otra, el tipo y la posición de los módulos pueden ser diferentes. Por ejemplo, esto podría serun sistema en diferentes cubiertas conectadas a un único bus principal. La influencia de la sombra es menos importante que en la configuración a, como sombra módulos voluntad sólo afectan a la cadena en que se instalan. Entre otras ventajas, un desglose de un inversor causa la interrupción completa de una cadena (pero no de todo el campo de PV) y la ruptura de un solo módulo fotovoltaico es más fácil de localizar. Sin embargo, el voltaje de

una sola cadena de módulos siguen siendo a menudo altas, varios cientos de voltios en DC actual, que es peligroso para los organismos vivos.

c), en esta configuración, cada módulo del PV está conectado a un inversor, dicho micro inversor en esta configuración. Aquí, todos los módulos pueden ser de diverso tipo y colocados diferentemente así, ya que son independientes. La ruptura de un inversor provoca la parada de sólo un módulo, por lo tanto poca pérdida de producción. La influencia de la sombra es muy limitada, sólo a los módulos interesados. El alto costo es la principal desventaja de esta solución pero ofrece las ventajas de la mayoría.

Aspectos normativos sobre las características de módulos fotovoltaicos y seguridad:

Por ejemplo, mencionamos brevemente las normas francesas.

- NF 61215: habilidad del diseño y aprobación de módulos fotovoltaicos cristalinos.

- NF 61646: habilidad del diseño y aprobación de módulos fotovoltaicos de capa fina

- NF 61730: Caracterización de las actuaciones: prueba de flash, NOCT, coeficientes, etc..

- Ensayos mecánicos: cargas, descargas, delgadas, etc..

- Pruebas climáticas: caliente-frío, UV, etc..

- Pruebas eléctricas: rigidez dieléctrica, salida actual, etc.

El respeto de estas normas garantiza la calidad de los módulos fotovoltaicos y sus condiciones de uso como, por ejemplo, una tensión de aislamiento de 1,000 voltios especifica el número máximo de módulos fotovoltaicos en una sola cadena.

El fenómeno del "hot spot" Para explicar el fenómeno de la zona candente, veamos un ejemplo con un módulo fotovoltaico de 72 células (característica CP = 250Wc, Vmpp = 36Vdc, Voc = 45Vdc, Impp = 7A @ STC). Si una célula de este módulo está sombreada (micelular = 0A) o este módulo está cortocircuitado (Figura 3):

Figura 2: Módulo del PV con una célula sombreada.

La celula sombreada (micelular = 0A, así se comporta como un circuito abierto) recibe el voltaje en reverso. El opuesto voltaje de avería de una celula PV es normalmente de 25 Vdc (tensión de Zener), pero el voltaje operativo del módulo Vmpp = 36 Vdc. Por lo tanto, la célulaes destruida, porque recibe una tensión fuerte y llevando a cabo, dando por resultado destrucción por sobrecarga.

Consideremos un caso más realista de un campo fotovoltaico con tres cadenas o cuerdas de seis módulos en serie, donde una célula de una cadena da sombra como antes (Figura 4).

Figura 3: Tres cadenas con un sombreado cell.

El voltaje de funcionamiento de este tipo de cadena es 36 Vdc × 6 módulos = 216 Vdc. Donde la célula está sombreada (mecelular = 0A), esta cadena es un circuito abierto, con un no carga tensión 45Vdc × 6 módulos = 270 Vdc. Tensión inversa de la célula sombreada es entonces 54 Vdc. El efecto Zener lleva a cabo en esta célula fotovoltaica y se convierte en conductora.

La potencia disipada en la célula sombreada PV es 25V x 6A = 150W, pero la célula fotovoltaica no está diseñada para disipar este niveles de potencia (no más de pocos vatios).Este poder se convertirán en térmica donde la célula fotovoltaica es la más resistente hasta ese punto (de donde se origina el nombre de punto caliente) de la carbonización. Figura 5 muestra una fotografía de un panel del PV destruida por tal efecto.

Figura 4: Dañado el panel del PV, sp calienteot.

La solución para evitar el fenómeno de la zona candente es utilizar diodos, conocidos como diodos de derivación, conectado en inversa y por alrededor de 20 células fotovoltaicas. En el ejemplo de un módulo de 12 voltios PV con 36 células, un diodo de bypass está conectado por las células PV 18, como se muestra en la figura 6:

Figura 5: Funcionamiento de un diodo de by-pass.

Para este módulo de 12 voltios, la célula sombreada es el resultado de la falta de generaciónactual por la célula. Sin un diodo de bypass, el módulo fotovoltaico produce una menor o ninguna corriente, con el riesgo de una zona candente que se presenta. Con el diodo de bypass, la potencia generada por el grupo de 18 sin sombrear celulas pueden atravesar el

diodo de bypass, pero en el caso de nuestro ejemplo, la tensión de salida del módulo será menor de dos veces. Sin embargo, el diodo impide tener un alto voltaje en reversa en las células das sombreadas.

Para módulos fotovoltaicos de tecnología cristalina del silicio, los diodos de bypass están cableados en la caja de conexión (Figura 7).

Figura 6: Conexión de un diodo de by-pass.

El número de diodos de derivación depende del número de células en módulos fotovoltaicos. Por lo general, dos diodos con 36 células, módulo de puente, tres diodos con 60 células (tipo muy común de módulo), módulo de derivación y cuatro diodos para un módulo de 72 células de derivación.

La influencia de la sombra en un módulo estándar de 12 voltios, según el punto de funcionamiento, es descrita por las dos figuras siguientes:

Figura 7: Corriente voltaje vs para diferentes tonos en una celda

Figura 8: Vs tensión de diferentes tonos en una celda

Si una célula PV el módulo está sombreada, el módulo producirá una corriente menor que lacorriente nominal. Si la carga requiere una corriente muy débil, la tensión de salida será el voltaje nominal, pero si la corriente aumenta más alta a lo que puede producir la célula sombreada, el voltaje disminuye por un factor de dos por el diodo de bypass. La figura 8 muestra si una célula es sombreada, entonces aparecen dos puntos de máxima capacidad, variable según el grado de la sombra. Este fenómeno así alterará el funcionamiento de los procesos MPPT (punto de energía máximo que sigue) de los inversores.

En un módulo fotovoltaico en una célula es defectuoso (tonos o defecto similar), las mediciones de la tensión de vacío y cortocircuito actuales ambos son buenos. Para detectar este tipo de defecto, es necesario generar un gráfico de la corriente/del voltaje.

Protección contra corrientes inversas: Corrientes inversas son otro fenómeno que puede deteriorar los módulos PV además el fenómeno de punto caliente. El fenómeno se produce cuando la corriente de una cadena seinvierte cuando varias cadenas están conectadas en paralelo. En este caso, si una de las cadenas está sombreada, las células no producen ninguna corriente. La corriente producida por las cadenas paralelas ahora puede pasar a través de la cadena con los módulos de la sombra, llevando a su destrucción.

Respecto a las normas, un módulo debe soportar al revés dos veces la corriente que es capaz de producir condiciones de STC. Cuando hay más de tres cadenas, es imprescindible poner un componente de protección en serie con cada cadena, como un diodo, para evitar que esta corriente inversa.

Figura 9: ejemplo del cableado de tres cuerdas de seis módulos fotovoltaicos con los diodos de bypass en los bordes de los módulos PV y los diodos serie al final de las cuerdas para proteger de corrientes inversas.

El diodo serie protege eficazmente pero provoca una pérdida en el poder (pérdida de 1 voltio si está conectado en serie). En Francia, UTE C15-712 pauta recomienda el uso de un fusible, que está provocando una menor pérdida de energía pero fusibles se dañan irreversiblemente al accionar. Es importante evaluar con precisión el valor de este fusible. A menudo, los fabricantes de módulos fotovoltaicos proporcionan el valor recomendado de este serial fusible con las características eléctricas del módulo PV.

Componentes adicionales en la parte DC de instalaciones fotovoltaicas Cables y conectores eléctricos

Los cables eléctricos utilizados en instalaciones fotovoltaicas deben cumplir con criterios específicos (norma UTE C 32-500). Algunos de estos criterios son: doble aislamiento (clase II), resistencia a 1000V, resistencia a los rayos UV y resistencia a una temperatura de 90 ° C. Se estandariza la sección representativa de estos cables. Por ejemplo, los cables comercialespueden tener una sección de 1,5 mm² 2,5 mm², 4 mm², 6 mm², etc.. La sección de los cablesse selecciona según la intensidad de la corriente y la longitud del cableado.

Figura 10: Cables utilizados en instalaciones fotovoltaicas.

Los conectadores eléctricos son seguros (normas UL1703, VDE126-3, etc..). Esto significa que ofrecen protección contra los contactos directos, pueden ser con cierre (tipo MC4) o no(MC3) dependiendo de su accesibilidad, con un buen comportamiento a la UV y la intemperie (IP54).

Figura 11: Ejemplos de conectores usados en instalaciones fotovoltaicas.

Cada módulo fotovoltaico cuenta con dos conectores, machos y hembras, que facilita la conexión en serie de ellos. Cables adicionales se utilizan para hacer conexiones entre las cuerdas en paralelo y entre los campos de PV y los inversores.

TOMAR atención, debido a la irradiación solar continua durante el día, la tensión en los límites del campo PV tiene una magnitud de varios centenares de voltios. Este voltaje puedeser peligroso durante la implementación o el mantenimiento de una instalación PV y, en el caso de una interrupción de circuito, un arco eléctrico mantenimiento se está creando, porque allí no hay paso por 0 voltios como en el caso de la tensión. Por esa razón, el uso de interruptores de circuito específico para fotovoltaica es a menudo necesarios (guía UTE C 15712 en Francia).

Figura 12: arco eléctrico en un circuito de PV.

Protección contra rayos de instalaciones fotovoltaicas

El campo fotovoltaico está por defecto expuesto al sol y sometidas a todas las condiciones meteorológicas, incluyendo impactos de rayo directos e indirectos. Para ello, las normas de

seguridad recomiendan o imponen el uso de protector de relámpago con la instalación adecuada del cable de tierra, con sus especificaciones dependiendo de la zona donde se instala la instalación PV (en Francia, guía UTE C15 712).

Figura 13:Ejemplo de una tierra de la instalación de PV (fuente: Diagrama de Dehn, en línea: http://www.dehn.de/pdf/blitzplaner/BBP_2007_E_complete.pdf)

Para proteger de los impactos de rayo directo, no hay casi ninguna otra solución que un relámpago protector. Para impactos de rayos indirectos, hay varias soluciones para disminuir el riesgo de destrucción de los componentes de la instalación PV. Por ejemplo, el cableado de los módulos fotovoltaicos se pueden hacer de tal manera con el fin de disminuir la superficie de los bucles (Figure15), reduciendo el campo eléctrico inducido en el circuito por la fuerte variación magnética causada por el amperaje de un flash de golpear la tierra en las proximidades.

Figura 14: Ejemplos de cuatro módulos de cableado.

C.C. caja de conexiones

Un campo del PV generalmente está compuesto por módulos fotovoltaicos cableados en serie entre ellos, creando cadenas. Esto se hace para llegar a un voltaje lo suficientemente alto. Cuando se haya alcanzado la tensión deseada, cadenas múltiples se pueden conectar

en paralelo (siempre y cuando su voltaje es el mismo), preservando el voltaje y aumentandoel amperaje (principio básico de la electricidad). Dimensionado requiere adaptación a travésde un arreglo pensativo de los módulos FV en serie y paralelo a la superficie disponible (en un techo, por ejemplo), pero sobre todo en el voltaje y la intensidad actual y las especificaciones del inversor.

Entre el campo del PV y el invertidor (s), una caja de empalme se utiliza para conectar las cadenas de módulos en paralelo entre ellos. La caja también incluye los componentes de protección, como el pararrayos, fusibles, interruptores de CC, etc..

Figura 15: Ejemplo de una caja con cuatrocadenas en paralelo, dos pararrayos y un

interruptor.

Inversores fotovoltaicos C.C. a los inversores de AC utilizados por PV campo convertir electricidad de la C.C. que genera el campo PV a la CA, compatible en cuanto a el voltajea y la frecuencia con la red.

El símbolo eléctrico del inversor es:

Varios tipos de inversores:

Figura 16: Inversores para campos de PV (fuente: SMA)

Inversores para campos de PV (Figura 17) se utilizan típicamente para grandes instalaciones fotovoltaicas en el suelo o en soportes, con varios cientos o miles de kWc. Su AC salida generalmente es trifásico y el voltaje DC de entrada es hasta algunos cientos voltios.

Figura 17: Inversor para instalaciones fotovoltaicas (fuente: SMA)

Inversores para instalaciones fotovoltaicas (Figura 18) se utilizan en proyectos de tamaño pequeño o medio. Son clasificados de algunos kWc hasta unos pocos cientos de kWc. El inversor puede conectarse a una o varias cadenas de módulos fotovoltaicos, dependiendo del modelo y el tamaño de la instalación.

Su voltaje DC de entrada generalmente es clasificado para unos pocos cientos de voltios, mientras que la salida de la CA puede ser solo o trifásico.

Figura 18: Micro inversor.

El micro inversor (Figura 19) está conectado a uno o hasta unos pocos módulos PV. Estos inversores no son clasificados por más que algunos cientos vatios, mientras que su voltaje de entrada no suele ser superior a unas decenas de voltios. La salida AC es monofásico. Debido a la baja entrada de voltaje DC, estos inversores son interesantes debido a su seguridad y pueden ser utilizados por pequeños, medianos o incluso grandes campos fotovoltaicos.

Todo tipo de inversores tienen en común la búsqueda del punto de operación de capacidad máxima (MPPT-punto de energía máximo que sigue), una eficiencia de conversión de DC a AC de sobre 95% y desconexión automática si no se detectan voltaje AC de la red (estándar VDE01261-1)para evitar la electrocución de los trabajadores en casos de mantenimiento de la red.

Principio de funcionamiento de un inversor PV: El propósito del inversor es convertir la salida eléctrica generada por el campo de PV para una salida de CA compatible con la red. Para ello, el sistema MPPT busca el punto de funcionamiento donde la potencia es máxima desde todos los puntos posibles de operación(voltaje de CC) en la salida del campo de PV. Entonces un segundo sistema electrónico, el convertidor convierte la tensión DC en AC, compatible en términos de magnitud y fase con la de la red. Eficiencia del inversor depende de qué tan bien pueden coincidir con el voltaje, frecuencia y fase de la red, como la porción de la energía inyectada a la red para la energía

producida del campo PV determina las pérdidas eléctricas en el inversor. La electrónica del inversor PV también debe tener en cuenta las normas de seguridad, como la desconexión de la red en caso de ausencia temporal del voltaje de CA, o evitar la inserción de armónicos a la red que puede perturbar el funcionamiento de aparatos eléctricos sensibles. Parte de laretroalimentación del rendimiento de una instalación PV también puede estar seguro por el inversor, por grabación o a un servidor de reenvío la información del funcionamiento.

Características eléctricas de un inversor fotovoltaico:

Los inversores fotovoltaicos tienen características eléctricas que debe consultarse para su correcto funcionamiento (Figura 20). Las principales características son:

En el lado de DC (entrada):

• Entrada de capacidad máxima: máxima Pen vatios• La entrada de voltaje máximo: V máximoen voltios• Gama de voltaje de operación de entrada del MMPT: de min demppt de V a Vmppt max • Entrada de

intensidad máxima: máximaen amperio

En el lado AC (salida):

• Máxima potencia de salida: Phacia fuera en vatios• Típico y el rango de salida: VCA tipo, de VCA min VCA máximo• Intensidad de salida máxima: ICA max• Rendimiento de conversión a la salida nominal

Figura 19: Ejemplo fotovoltaica Inversor y su característica (fuente: SMA)

Salida estándar europea de un inversor: El inversor consume una pequeña parte de la energía eléctrica generada por el campo del PV (o de la red en la noche), induciendo la pérdida. La salida de un inversor se define

generalmente en el 100% de su potencia nominal. Sin embargo, como irradiación solar durante el día varía considerablemente, la producción eléctrica del campo PV variará por consiguiente y, en última instancia, la toma de corriente de operación del inversor PV también varía de cero (de noche) a un valor cercano a su potencia nominal en las mejores condiciones de irradiación solar (si se dimensiona correctamente). Para calcular la producción eléctrica de una instalación PV en una manera más realista, una potencia media Europea se definió según distintos puntos de funcionamiento con un coeficiente para cada uno de estos puntos de operación.

Esta salida Europea se definió según la fórmula que encontró en la figura 21.

Figura 20: Europeo estandarizado de salida de un inversor.

Seguridad y el nivel de los inversores fotovoltaicos: Los inversores fotovoltaicos deben cumplir con varios estándares, la más importante sin duda es el VDE0126 estándar que obliga a la disociación del inversor cuando no hay tensión de red. De hecho, si un trabajador localmente desconecta parte de la red para intervenciones o reparaciones, es imprescindible que el inversor detiene la inyección de electricidad para evitar electrocutar a los trabajadores de mantenimiento.

Figura 21: Las condiciones impuestas por VDE0126 estándar paraFrancia. Estas condiciones pueden variar ligeramente de un país a

otro.

Componentes adicionales en el lado AC de instalaciones fotovoltaicas Caja de la lateral del red con los componentes de protección: (C15-100 estándar para Francia, lado de consumidor)

Figura 22: De la caja de lado de red con los componentes de protección.

En este cuadro, encontramos componentes como interruptores diferenciales (generalmentenominal de 30 mA) relámpago detención interruptores, desconecta los interruptores (Figura24).

Figura 23: Disyuntor diferencial (30 mA) interruptor dedetención de relámpago, desconecta el interruptor.

Es importante colocar una etiqueta descriptiva que indica la conexión de una instalación fotovoltaica dentro de la caja eléctrica, lado de la red, para indicar un peligro potencial a un técnico (Figura 25).

Figura 24: Etiqueta descriptiva que indica la conexión de una instalación fotovoltaica

Medidores eléctricos y el disyuntor de red lateral: (Estándar de C14-100 en Francia, lado del distribuidor de la red)

La producción de electricidad fotovoltaica debe canalizarse a través de un medidor eléctricopara permitir una facturación de la energía eléctrica inyectada en la red, al igual que el consumo de electricidad por un individuo. Estos elementos, junto con los dispositivos de protección como el disyuntor diferencial, de medición generalmente se instalan dentro de lapropiedad pero pertenecen a la empresa de distribución de energía eléctrica.

Figura 25: Ejemplo de un medidor eléctrico y el interruptor diferencial

El medidor eléctrico permite el recuento de los kWh producidos por las instalaciones fotovoltaicas que se inyectaron en la red, como se muestra en la figura 27:

Figura 26: Conexión de dos contadores eléctricos.

Generalmente, un segundo metro eléctrico se pone en serie, pero si estuviera conectado, para un medidor kWh eléctricos que puede ser potencialmente consumida de la red (por los inversores durante la noche, por ejemplo). Desde la configuración mencionada, un consumidor de energía eléctrica puede conectarse y consumir energía eléctrica local. En

este caso, parte de la producción fotovoltaica será la que consume, mientras que el superávit será inyectado a la red (Figura 28).

Figura 27: conexión de medidor eléctrico doble (uno mismo-consumidora setup).

Cabe señalar que para saber la cantidad de energía fotovoltaica auto consumida, es necesario añadir otro medidor eléctrico en serie para la instalación fotovoltaica. Este medidor no es esencial para la distribuidora de energía eléctrica, sólo permite al usuario conocer el consumo de energía eléctrica que proporciona la instalación fotovoltaica.

En el caso donde el productor de electricidad fotovoltaica desea inyectar toda la producciónen la red eléctrica (en el caso de un acuerdo de tarifa ventajosa), es necesario tener una segunda conexión de red eléctrica para el consumo de electricidad de la red eléctrica (Figura 29).

Figura 29: configuración de red para la inyección

Dimensionado o cálculo de la producción fotovoltaica Dependiendo del caso y el propósito de la instalación PV, el diseñador puede evaluar o bien la producción eléctrica de la instalación fotovoltaica o un tamaño de la instalación de acuerdo con ciertos requisitos de energía. Muy a menudo, especialmente con instalaciones fotovoltaicas que se conectarán a la red eléctrica, la potencia máxima Pc de la instalación está limitada por las condiciones externas, tales como, por ejemplo, la superficie de instalación disponible. En este caso, la potencia máxima Pc de la instalación PV se conoce y la producción anual de electricidad es lo que debe evaluarse. Para ello, es esencial poseer información sobre la irradiación promedio anual en las proximidades de las instalaciones fotovoltaicas y para calcular la inclinación óptima y orientación de los paneles fotovoltaicos.

Los datos típicos necesarios para el dimensionado de instalaciones fotovoltaicas están la irradiación global anual (IGPan) en el plano horizontal. Software, como Meteonorm, puede determinar este valor para cualquier sitio del mundo con justa precisión, para cualquier instalación dada la inclinación y orientación. También hay datos sin recursos, como el PVGIS (http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/), que calcula y ofrecer dichos datos para casi cualquier posición en Europa, África y Asia mediante el uso de mapas climáticos (Figura 30).

Figura 30: ejemplo de salida PVGIS para el sitio de INES en Le Bourget du Lac en Francia

El valor de la irradiación global anual promedio en un plano con una inclinación de 30° haciael sur es de 3,98 kWh/m² por día (PVGIS clásico de BDD), que es una irradiación global recibida por los módulos igual a:

MeGPan = 365 × 3.98 = 1452 kWh/m² al año.

La tercera figura da datos importantes de la relación de rendimiento (PR). El PR representa la totalidad de las pérdidas eléctricas, que incluyen las pérdidas de efecto Joule en los cables (~ 1%), las pérdidas del inversor PV (~ 5%) y, más importante aún, las pérdidas ocasionadas por el aumento de la temperatura de los módulos FV bajo resplandor solar (~ 10 a ~ 15%).

Diferentes tipos de instalaciones afectan la aireación de los módulos PV y, en parte, su temperatura de funcionamiento bajo irradiación solar. Por ejemplo, módulos fotovoltaicos sobre cubierta tienen temperaturas de funcionamiento de instalaciones en el suelo sobre soportes. Dependiendo de la ubicación de la instalación y el tipo de montaje, empíricamente se ha estimado que el PR está cerca de los siguientes valores:

Bien ventilada la instalación (por ejemplo, PV en el terreno) PR = 0.8

Bastante mal ventilado (por ejemplo súper instalado en el techo): PR = 0.75

Mal ventilado (por ejemplo, completamente integrado en techo): PR = 0.70

De estas tres figuras, Pc, teGPan y PR, la producción anual de electricidad Eun de una instalación PV puede ser evaluada:

Euna (en kWh por año) = Pc (Wc) × I ×GPan (en kWh/m² al año) PR (adimensional)

Esta fórmula no parece ser homogénea pero debe notarse que el maximo de potencia Pc expresa la salida eléctrica de un módulo bajo una radiación de 1000W/m2 y no es una unidad del SI. Como meGPan expresa la irradiación solar anual en kWh/m2, se puede suponer que muestra el número de horas que los módulos operarán bajo un teórico de la irradiaciónde 1000W/m2. En otras palabras, la instalación PV funcionará este número de horas en su calificación delc de P.

Observaciones:

1) La relación PR representa el cociente de la salida eléctrica de la instalación, o la energía eléctrica que se suministra a la red (Ea) dividido por la teórica energía eléctrica producida por la instalación de PV (que es Pc × IGPan)

2) La salida de conversión de energía se calcula a través de la potencia maxima Pc, que depende de la superficie y la salida de los módulos fotovoltaicos en condiciones STC (STC para condiciones de prueba estándar, es decir, una radiación de 1000W/m², temperatura de 25 ° C y un espectro solar AM1.5)

3) La fórmula anterior es útil sólo si la salida de energía eléctrica de la instalación PV es una función lineal de la irradiación, que no es completamente cierto en condiciones reales, pero es suficiente para una evaluación rápida. Para obtener mejor precisión en la energía fotovoltaica producida, es necesario utilizar un software de simulación,como PVsyst o PVSOL que tendrá en cuenta esta no linealidad.

Del mismo modo, es posible modificar esta fórmula para otros intervalos, como un mes o undía (de energía):

EM (en kWh por mes) = Pc (Wc) × ×GPm (en kWh/m² al mes) me PR (adimensional) Ej (en kWh / día) = Pc (Wc) × I ×GPd (en kWh/m² por día) PR (adimensional)

Asimismo, es posible escribir esta fórmula para un momento t, por lo tanto el funcionamiento potencia Pe del resplandor IGP (que es en W/m²):

Pe (kW) = Pc (Wc) × IGP (en kW/m ²) × PR (adimensional)

O Pe (W) = Pc (Wc) × IGP (en W/m²) × PR (adimensional)

Ejemplo de dimensionamiento de evaluación

Anteriormente, para el sitio de INES en Le Bourget du Lac, se calculó la irradiación global sobre un plano inclinado de 30° hacia el sur. YoGPan = 1452 kWh/m² al año (equivalente a 1,452 horas con una irradiación solar de 1 kW/m²). Para una instalación fotovoltaica con una potencia maxima de Pc = 3 kWc (superficie de 30 m² y un 10% las pérdidas de conversión de energía), con la instalación integrada en el techo y la relación considerada igual a 0.7.

La producción anual fotovoltaica Eun Estimada es:

Eun = 1.452 × 3 × 0.70 = 3.049 kWh

Observación:

1) El consumo promedio de electricidad específica (sin ni calefacción ni agua caliente) de una casa en Francia es aproximadamente 3000 kWh por año, más o menos equivalente a la producción eléctrica de una instalación fotovoltaica de 3 kWc.

2) El factor de carga (número de horas a potencia nominal de la instalación, de funcionamiento, por tanto, el pico de potencia) es 3049 kWh/3 kW = 1016 horas. Este factorde carga depende de muchos parámetros, el principal siendo la irradiación solar. Varía de 800 horas en norte de Europa a 1500 horas en el sur de Europa. El factor de carga es menor comparado con el del viento, aproximadamente 2000 horas y el de las centrales nucleares, aproximadamente 7000 horas. El factor de carga es la mejor, más cerca la producción de electricidad es el pico de salida instalado. Los factores de carga mencionados anteriormentepara las instalaciones fotovoltaicas no son favorables para su rentabilidad económica, que indica que la inversión inicial por unidad de energía tendrá que ser baja para seguir siendo competitivas.

Estudio de compatibilidad entre el campo fotovoltaico y el inversor El dimensionamiento de una instalación fotovoltaica generalmente comienza estableciendo un cierto número de módulos fotovoltaicos en los soportes de apoyo (azotea o sitio en el suelo o la estructura del edificio) con una cierta inclinación y orientación. Este proceso va a determinar el número de módulos fotovoltaicos a utilizar, según el área disponible, pero también revelan las distintas configuraciones de cableado posible de los módulos (número de módulos por cadena) y número de cuerdas. El número de módulos fotovoltaicos por cadena y el número de cuerdas de la condición la salida eléctrica, pero también el voltaje y la corriente en la salida de la instalación fotovoltaica. Parámetros externos, tales como la irradiación solar y la temperatura ambiente, deben tenerse en cuenta. El inversor conectadocon el campo fotovoltaico tiene funcionamiento de gamas de entrada y salida voltaje, corriente y potencia, todo lo cual tendrá que ser compatible con la producción eléctrica del campo fotovoltaico y las especificaciones de la red de carga.

Compatibilidad en el poder: Debido a que la irradiación solar en las latitudes europeas va hasta aproximadamente 1000 W/m² y la relación general es de 0.8, potencia del inversor se selecciona generalmente a caer entre 80% y 100% de la máxima de potencia del campo fotovoltaico. Para idealmente estimar correctamente la potencia del inversor, el gráfico de barras de potencia en la salida del campo fotovoltaico es necesario. Este gráfico de barras puede ser simulado por softwareespecializado, como PVsyst.

Examinemos dos ejemplos:

Ejemplo 1. La figura 31 muestra el gráfico de barras de energía de un campo dec PV kW 3.18,orientadas al sur en una inclinación de 30 °, en Ginebra (Suiza).

Figura 31 diagrama de barras de un campo de 3.18 kWc PV, hacia el sur en una inclinación de30°, en Ginebra (Suiza) de la energía. Si el dimensionamiento del inversor es igual al 80% de la máxima energía del campo, que es 2,55 kW, el histograma muestra que la planta está bajo dimensiones porque el poder del campo entre 2,55 kW y 3 kW no se utiliza completamente. Sería más sensato elegir un inversor de 3 kW o 3.2 kW (cerca del 100% del pico de energía de este campo).

Ejemplo 2. Figura 32 se muestra el gráfico de barras de energía de un campo dec PV kW 3.18, orientadas al sur en una inclinación de 90 °, en Ginebra (Suiza).

Figura 32: Poder gráfico de barras de un campo de 3.18 kWc PV, hacia el sur en una inclinación de 90°, en Ginebra (Suiza). Si el dimensionamiento del inversor es igual a 100% de la máxima energía del campo, es decir 3,2 kW, puede verse en la Figura 32 que la planta es sobredimensionada porque el campo no entrega ningún poder entre 2,5 kW y 3.2 kW. Hubiera sido más sensato elegir un inversor de 2.4 a 2.5 kW que es capaz de aprovechar el campo completo de salida.

Por lo tanto, lo ideal es conocer el gráfico de barras de energía, pero no siempre es posible. Generalmente, un invertido igual a 80% del máximo de corriente de campo se utiliza cuando las condiciones de inclinación y orientación son desfavorable (orientación vertical, oriental u occidental), las temperaturas promedio son bastante altas y existen en pobres condiciones de irradiación solar, como en el centro de la ciudad (contaminación) o en la costa. Del mismo modo, inversores nominal al 100% de la máxima potencia de campo son seleccionados cuando son favorables las condiciones de inclinación y orientación, las temperaturas ambiente medias son bajas y son condiciones de buena irradiación solar, como en el campo. Es preciso quizás sobre- dimensionar un inversor en lugares donde el cielo es muy claro, como el alto de las montañas (menor densidad de la atmósfera, menos contaminación, baja temperatura y un alto albedo).

Compatibilidad en la intensidad de corriente: La irradiación solar de un cielo despejado es de aproximadamente 800 a 900 W/m², pero bajo ciertas condiciones con un fuerte resplandor directo y un cielo cubierto de nubes blancas (difusión importante), el resplandor solar puede alcanzar los 1300 W/m² durante unos minutos algunas veces al año. Aunque eso no es perjudicial para el inversor si dispone de protección contra sobre corriente, se recomienda tener un margen de seguridad en la intensidad de corriente máxima aceptable del inversor (atención a los fusibles de protección

que también tienen que ser sobre dimensionados para evitar tener que cambiarlas demasiado a menudo. Generalmente, lo ideal es tener un margen de 30% (según recomendaciones legislativas del país) en comparación con las condiciones de operación delSTC de los módulos fotovoltaicos.

Compatibilidad de voltaje sin carga: Sin ningún voltaje de red, el inversor se desconecta y por lo tanto la intensidad de corriente es cero. Sin embargo, el inversor sigue conectado con el campo del PV, donde ahora el voltaje es la más alta posible. El peor caso el máximo voltaje en la entrada del inversor debetener en cuenta que la irradiación solar puede llegar hasta 1300 W/m². Este voltaje debe seguir siendo inferior al voltaje máximo aceptable por el inversor, o se corre el riesgo de dañarlo. Esta es una de las principales causas de las averías de los inversores, especialmentecuando el alto voltaje sin carga no ha sido comprobado en las instalaciones de la montaña). Por esa razón, se recomienda tener un margen de seguridad en la máxima tensión, idealmente 15% en comparación con los módulos fotovoltaicos condiciones STC (según las recomendaciones legislativas de países).

Los módulos fotovoltaicos suelen tienen un voltaje máximo de operación, a menudo cerca de 1000 voltios (verificar las características de los módulos fotovoltaicos). Este valor permitepara calcular cuántos módulos es posible poner en una sola cadena serial.

Compatibilidad de voltaje de funcionamiento: En funcionamiento, el inversor ajusta el punto de funcionamiento en los límites del campo fotovoltaico para buscar el punto donde la potencia es máxima (MPPT), seleccionar la mejorpareja posible del voltaje y la intensidad de la corriente. El par seleccionado varía en función de la luminosidad solar y la temperatura de la célula de los módulos fotovoltaicos. La intensidad de corriente en funcionamiento varía entre cero y el máximo, mientras que la tensión variará entre un valor depvmin U (tan pronto como la irradiancia alcanza algunas decenas de W/m²) y un valor máximo depvmax U (para una irradiación fuerte). Buena compatibilidad entre el campo fotovoltaico y el inversor, estos valores de dos tensión debenestar dentro de la Vmppt-min y voltaje demppt-max V del inversor fotovoltaico (véase las características eléctricas del inversor).

Software como PVsyst o PVSOL permiten simular todos los puntos de operación de la tensión, intensidad de corriente (y, así, poder) más de un año. La salida puede ser por hora, utilizando un archivo de medio tiempo, lo que permite para verificar la compatibilidad entreel campo del PV y el inversor fotovoltaico.

Para un resumen podéis consultar, es posible tomar las siguientes condiciones:

Vmppt-min inversor < 80% de la tensión típica de la STC del campo PV

Vmppt-max inversor > 115% de la tensión típica de la STC del campo PV

Explicación: el 80% de voltaje STC típico del campo PV representa el voltaje del campo del PV para una luminosidad de 100 W/m² (para un campo de PV cristalino de silicio) y 130% dela tensión típica de la STC del campo PV representa el voltaje del campo del PV para una luminosidad de 1300 W/m² (para un campo de PV cristalino de silicio).

Ejemplo de dimensionamiento de una instalación fotovoltaica pequeña Vamos a suponer que tenemos un techo sobre el cual queremos instalar módulos fotovoltaicos. Ocho Módulos Photowatt PW2350-235 (Figura 33) pueden caber en el techo.

Figura 33: características de módulo de Photowatt PW2350-235.

Estos ocho módulos fotovoltaicos están conectados a un inversor SMA Sunny Boy 1700 (Figura 34).

Figura 34: Características de inversor SMA Sunny Boy 1700

Al elegir un cableado de dos cadenas en paralelo con cuatro módulos en serie por cadena al inversor (Figura 35), vamos a ver si esta combinación es compatible o no.

Figura 35: dos cadenas en paralelo con cuatro módulos en serie por cadena conexión a un inversor.

Comprobemos los puntos:

Control de potencia:

La instalación fotovoltaica incluye ocho Photowatt PW2350 - módulos de 235Wc, por lo que la potencia máxima total es de 1880 Wc. El inversor SMA Sunny Boy 1700 tiene una potenciamáxima de entrada de 1850 vatios.

La energía de inversor/campo de cociente es igual a 0,98, es entre 0.8 y 1 (adaptado para uncampo fotovoltaico en buenas condiciones, típicamente inclinado a 30° y dirigido hacia el sur). Por lo tanto, la selección es aceptable en términos de poder.

Hora actual de intensidad:

La salida de amperaje de la instalación PV en el peor caso es igual a la intensidad típica (condiciones STC) multiplicado por dos (porque hay dos cadenas en paralelo) y otra vez multiplicado por 1.3 (suponiendo una luminosidad de 1300 W/m²). Esto es igual a 7.86 A × 1.3 × 2 =

20.43 A. La entrada de corriente máxima del convertidor es de 12.6 A, que es menor que la corriente producida por el campo fotovoltaico. Por lo tanto hay un problema con la intensidad de corriente.

Verificación de tensión:

El voltaje sin carga de un módulo es 37,2 V (condiciones STC). Con un resplandor de 1300W/m², este voltaje sin carga es 37.2 V × 1,15 = 42.78 V. sabiendo que la tensión máxima del circuito no puede exceder 1000 VDC, por lo tanto 1000 V V/42.78 = 23.37, para que podamos tener una máxima kf 23 módulos en serie. En nuestro caso, contamos con cuatro módulos en serie.

Con cuatro módulos fotovoltaicos en serie, la tensión máxima del campo fotovoltaico es 37.2 V × 1,15 × 4 = 171.12 V. Este valor es menor que el voltaje máximo de entrada del inversor que es 400V. Por lo tanto, el voltaje máximo no hay tensión de carga es bueno.

Comprobación del funcionamiento (punto de MPPT) voltaje típico:

El voltaje típico (no MPPT) de un módulo es 29.9V (condiciones el STC). Con cuatro módulos fotovoltaicos en serie y un resplandor varía de 100 W/m² a 1.300 W/m², la tensión bajo la operación del campo fotovoltaico varía de 29.9V × 4 × 0.8 = 95.68 V a 29.9 × 4 × 1,15 =

137.54 V. Como el rango de funcionamiento del convertidor varía entre 147V con 320V, la tensión de salida del campo fotovoltaico es demasiado baja para el inversor. Por lo tanto, hay un problema con el voltaje de la operación MPPT.

Para concluir este ejemplo de cableado en paralelo dos secuencias de cuatro módulos y conectarlos a un determinado inversor SMA, esta combinación no es compatible. La tensiónes demasiado baja y la corriente demasiado alta. Una solución sería buscar otro inversor o para cambiar el tipo de los módulos fotovoltaicos, pero una solución obvia sería cambiar el cableado de dos secuencias de cuatro módulos en una sola cadena de ocho módulos en serie, aumentando el voltaje y reduciendo la corriente de salida del campo PV. Debemos investigar si esta asociación es compatible.

Control de potencia:

Lo mismo que antes. Así, la selección es aceptable en términos de poder.

Hora actual de intensidad:

La salida de amperaje de la instalación PV en el peor caso es igual a la intensidad típica (STC condiciones y únicamente una sola cuerda) multiplicada por 1.3 (resplandor de 1300 W/m²), que es 7.86 x 1.3 = 10.21 a. La corriente de entrada del inversor es de 12.6 A, que esmayor que la corriente producida por el campo fotovoltaico. Así, la intensidad de corriente está bien.

Verificación de tensión:

El voltaje sin carga de un módulo es 37,2 V (condiciones STC). Con un resplandor de 1300W/m², este voltaje sin carga es 37.2 V × 1,15 = 42.78 V. sabiendo que la tensión máxima del circuito no puede exceder 1000V DC, por lo tanto 1000 V V/42.78 = 23.37, para que podamos tener una máxima kf 23 módulos en serie. En nuestro caso, tenemos sólo ocho módulos en serie.

Con ocho módulos fotovoltaicos en serie, la máxima sin carga voltaje de la fotovoltaica campo es 37.2V × 1,15 × 8 = 342.24 V. Este valor es menor que el voltaje máximo de entradadel inversor que es 400V. Por lo tanto, la tensión máxima no hay tensión de carga es bueno.

Comprobación del funcionamiento (punto de MPPT) voltaje típico:

El voltaje típico (no MPPT) de un módulo es 29.9V (condiciones el STC). Con ocho módulos fotovoltaicos en serie y un resplandor varía de 100 W/m² a 1300 W/m², la tensión bajo la operación del campo fotovoltaico varía de 29.9V × 8 × 0.8 = 191.36 V a 29.9 × 8 × 1,15 = 275.08V. Como el rango de funcionamiento del convertidor varía entre 147V con 320V, la tensión de salida del campo fotovoltaico es compatible con el inversor. Por lo tanto, no hay ningún problema con el voltaje de la operación MPPT.

Por lo tanto, con el cableado de los ocho Módulos Photowatt 2350 - 235 de serie en la entrada de un inversor SMA Sunny Boy 1700, esta configuración es compatible.

El punto más importante a controlar es no exceder la tensión máxima en la entrada del inversor, ya puede ser destructiva para el inversor. Para los otros casos, generalmente el riesgo es solamente tener una producción menor que el previsto.

En este ejemplo, en comparación con el punto de funcionamiento en condiciones STC (irradiación de 1000 W/m², espectro AM1.5 y temperatura de 25° C), la intensidad máxima se toma con un factor de 1.3, la tensión máxima se toma con un factor de 1.15 y el voltaje mínimo con un factor de 0.8. Estos factores son relativamente arbitrarios pero permite simplificar el estudio. Para diferentes estudios, estas variaciones se calculan mediante el usode los coeficientes de temperatura de Módulo fotovoltáico y variando la temperatura (por ejemplo, de 0° C a 70° C). Este método da resultados bastante similares a los factores descritos antes. Por otra parte, un ingeniero experimentado debe poder realista adaptar estos factores para varias condiciones, tales como un desierto o el paisaje de montaña con temperaturas extremas y radianzas.

Para la comprobación de la compatibilidad entre el campo del PV y el inversor, inversor fabricantes proporcionan a menudo software libre...

Figura 36: Campo del PV a compatibilidad del inversor comprobar software (fuente: software de SMA Sunny Design)

Bibliografía Weiss, Johnny. "Photovoltaics Design and Installation Manual." (2007): 52-54.

Balfour, John R., and Michael Shaw. Advanced photovoltaic system design. Jones & Bartlett Publishers, 2011. .